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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA
GENERACIÓN DEL MODELO GEOMECÁNICO QUE PERMITA OPTIMAR LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS DE ÁREA 7 ALTO
DE CEUTA.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA
Autor: PATRICIA MARIA JOSEFINA GARCÍA PITRES Tutor: Prof. Orlando Zambrano
Maracaibo, junio de 2009
Garcia Pitres, Patricia Maria Josefina. Generación del modelo geomecánico que permita optimar la perforación de los pozos de área 7 alto de Ceuta. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 167 p. Tutor: Orlando Zambrano.
RESUMEN
El presente trabajo tiene como finalidad generar el modelo geomecánico que permita optimar la perforación en los pozos de Área 7 Alto de Ceuta. Los pozos perforados en esta área se han visto afectados por problemas operacionales particularmente en el hoyo intermedio y de producción posiblemente ligados a la inestabilidad del hoyo. Esta investigación propone determinar la magnitud y dirección de los diferentes componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones y la definición de la ventana operacional a usar durante la perforación de los mismos, para permitir reducir al máximo el riesgo de problemas operacionales atribuibles a la hidrostática de los fluidos de perforación. Es importante resaltar que las secciones que presentan mayores eventos asociados a la estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de tubería), son en el hoyo intermedio y el de producción.
Palabras Clave: perforación de pozos petroleros, mecánica de rocas, estabilidad de hoyo, ventana operacional, cubo de geopresiones. E-mail del autor: [email protected]
Garcia Pitres, Patricia Maria Josefina. Generation of a geomechanical model that allows optimizing the wells drilling in the 7 alto de Ceuta. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 167 p, Tutor: Orlando Zambrano.
ABSTRACT
The following study has as purpose to generate a geomechanical model, which allows optimizing the drilling in wells that belong to 7 alto de Ceuta Area. The drilling wells in this are have been affected by operational problems, particularly in the intermediate and production hole, which are possibly associated to hole instability. This research proposes to determine magnitude and direction of different components of stresses in situ, the cube of geopressures and the definition of operational window to be used during the drilling of the wells to allow reducing as much as possible the risk of ocurrence of operational problems, attributable to hydrostatic pressure of drilling fluids. It is important to highlight that the sections that show greater events related to hole instability (drag, torque and stud pipe) that take place in the intermediate and production hole.
Key Words: oil well drilling, rock mechanic, hole stability, operational window, geopressures cube.
E-mail del autor: [email protected].
DEDICATORIA
A Dios, ser supremo, fuente de vida y amor que con su luz ha guiado mi camino
y me ha ayudado a pasar obstáculos y alcanzar mis sueños.
A San Judas Tadeo, por interceder por mí ante Dios para alcanzar mis metas.
A mi Hija Mariavalentina, quien es la luz de mi vida, mi motivación para seguir
luchando ¡TE AMO MI TESORO!
A mi Padre, Por estar siempre a mi lado y por confiar en mí.
A mi Hermana, Por apoyarme y darme fuerzas cuando más las necesito.
A mi Familia, a mis Tías, Tíos y Primos por estar siempre conmigo apoyándome
y brindándome ánimo en todo momento.
A mis Amigos: Por darme su mano amiga en cada momento difícil.
A todas aquellas personas que me ayudaron a alcanzar este sueño. Gracias a
todos.
AGRADECIMIENTOS
La elaboración de este Trabajo de Grado, es el esfuerzo de un equipo de trabajo
que con sus experiencias me brindaron sus conocimientos y su valioso tiempo
en el asesoramiento para la culminación exitosa del mismo. Por esta razón
quiero expresarles mi gratitud a ese grupo de profesionales por su apoyo
incondicional.
A mi Tutor Académico Ing. Orlando Zambrano, por la colaboración y el apoyo
ofrecido.
A los Ingenieros de PDVSA-INTEVEP, Julio Gonzalez, Francisco Volpicella,
Leonardo Graterol, Abel Ojeda, Juan Almeida, por sus enseñanzas y apoyo
incondicional.
A los Ingenieros de PDVSA Servicios, Francisco Ramirez, Luis Reina,
Alexander Stulme, Carlos Gamarra, Henry Castellano, Elsa Chacin, Diego
Suarez, Edgar Dominguez, profesionales que apoyaron esta investigación
especial que generan aportes importantes para el éxito los proyectos de PDVSA.
Y a todos los Ingeniero que de alguna u otra forma colaboraron para la
culminación de este trabajo.
A los Ingenieros de Estudio Integrado y la Unidad de Explotación Ceuta,
Gloria Subero, Luis Escalona, Carlos Lobo, Lauris Duno, Briseida Ramos, Alex
Rojo, Francis Sanchez, Dioleida Vera, por su apoyo.
A mis Amigas, Sarita Sandoval por contar con ella en todo momento y a
Patricia Rovero que fue parte importante para el desarrollo de este trabajo de
grado.
A PDVSA, por brindarme la ayuda necesaria para realizar el Trabajo Especial de
Grado.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ................................................................................................................... ..3
ABSTRACT .................................................................................................................. ..4
DEDICATORIA ............................................................................................................ ..5
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................. ..6
TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................. ..7
LISTA DE TABLAS ...................................................................................................... .11
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................. .. .12
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... .14
CAPÍTULO
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento de problema ........................................................................... .15 1.2. Justificación y delimitación de la investigación ............................................ .15 1.2.1 Justificación ......................................................................................... .15 1.2.2 Delimitación de la investigación ........................................................... .16 1.3 Objetivos de la investigación ........................................................................... .16 1.3.1. Objetivo general .................................................................................. .16 1.3.2. Objetivos específicos .......................................................................... .16
ASPECTOS GENERALES DEL ÁREA 2.1. Campo Ceuta-Tomoporo ............................................................................... 18 2.1.1. Estratigrafía ......................................................................................... 19 2.1.2. Estructura ............................................................................................ 21 2.1.3. Sistema petrolero ................................................................................ 22 2.2. Área 7 alto de Ceuta ...................................................................................... 23 2.2.1. Estratigrafía y litología del área 7 alto de Ceuta.……………………….25 2.2.2. Presiones…………………. .................................................................. 32 2.2.3. Reservas…………… ........................................................................... 33
MARCO TEÓRICO 3.1 Antecedentes de la investigación .................................................................... 35 3.2 Geomecánica .................................................................................................. 38 3.2.1 Historia de la geomecánica .................................................................. 38 3.2.2 Materiales geológicos .......................................................................... 39 3.2.3 Características principales de los materiales geológicos ..................... 40 3.2.4 Etapas de un análisis goemecánico. .................................................... 40
3.2.5 Aplicaciones goemecánicas en la industria petrolera .......................... 41 3.3 Modelo geomecánico ...................................................................................... 42 3.3.1 Caracterización geomecánica de las rocas .......................................... 42 3.3.1.1 Propiedades físicas de las rocas .................................................... 43 3.3.1.2 Propiedades mecánicas de las rocas ............................................. 44 3.3.2 Ensayos geomecánicos de laboratorio ................................................ 48 3.3.2.1 Importancia de los ensayos goemecánicos .................................. 48 3.3.2.2 Ensayos de resistencia mecánica ................................................. 49 3.3.2.3 Ensayos de compresibilidad ......................................................... 52 3.3.2.4 Ensayo de compactación con reducción de permeabilidad .......... 53 3.3.2.5 Ensayo de compresibilidad con repteo (creep)……………………..53 3.3.2.6 Ensayos para la dirección de esfuerzos……………………………..53 3.3.2.7 Ensayos de campo complementarios………………………………..54 3.3.3 Información geomecánica a partir de datos de campo......................... 55 3.3.3.1 Registro de rayos gamma ............................................................. 55 3.3.3.2 Registro neutrónico ....................................................................... 56 3.3.3.3 Registro de densidad de formación ............................................... 57 3.3.3.4 Registro de presión de poros ........................................................ 58 3.3.3.5 Registro de resistividad ................................................................. 58 3.3.3.6 Registro acústico ........................................................................... 59 3.3.3.7 Prueba microfrac ........................................................................... 60 3.3.3.8 Prueba minifrac ............................................................................. 60 3.3.3.9 Caliper de 4-6 brazos .................................................................... 61 3.3.3.10. Registro de imágenes ................................................................ 61 3.3.4 Estimación de los esfuerzos in-situ ..................................................... 63 3.3.4.1 Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación .......................... 64 3.3.4.2 Componentes de los esfuerzos in-situ .......................................... 66 3.3.5 Factores geomecánicos que influyen en los esfuerzos in-situ ............. 67 3.3.5.1 Presiones de poro ......................................................................... 67 3.3.5.2 Esfuerzos efectivos ....................................................................... 68 3.8.5.3 Polígono de esfuerzos .................................................................. 68 3.3.6 Régimen de esfuerzos ......................................................................... 69 3.3.6.1 Régimen normal ............................................................................ 69 3.3.6.2 Régimen transcurrente .................................................................. 70 3.3.6.3 Régimen compresional ................................................................. 70 3.3.7 Criterio de falla .................................................................................... 71 3.3.7.1 Criterio de falla de Mohr Coulomb ................................................. 71 3.3.7.2 Mecanismo de falla de la roca....................................................... 73 3.3.7.3 Tipos de fallas en las formaciones ................................................ 73 3.4 Estabilidad de hoyo ......................................................................................... 75 3.4.1 Estabilidad geomecánica ..................................................................... 76 3.4.1 Estabilidad química .............................................................................. 80
3.5 Problemas frecuentes relacionados con la perforación de pozos y asociados a la estabilidad de hoyo .................................................................. 80
3.5.1 Atascamiento de la tubería por la formación (ojo de llave) ................. 80 3.5.2 Pega de tubería ................................................................................... 81 3.5.3 Torque…… .......................................................................................... 82 3.5.4 Arrastres y apoyos ............................................................................... 82 3.5.5 Embolamiento de la mecha .................................................................. 83 3.5.6 Perdida de circulación .......................................................................... 84 3.6 Ventana operacional ....................................................................................... 85 3.6.1 Aplicación al diseño de la trayectoria de pozos ................................... 87 3.7 Geopresión……….. ......................................................................................... 89
V MARCO METODOLÓGICO 4.1. Tipo de Investigación……………………………………………………………….91 4.1.1. Según el propósito de la investigación…………………………………...91 4.1.2. Según el nivel de conocimiento adquirido ........................................... 91 4.1.3. Según los medios utilizados para obtener los datos ........................... 92 4.2 Diseño de Investigación………………………………………………………….…92 4.3 Población ........................................................................................................ 92 4.4 Muestra……………………………………………………………………………….93 4.5 Técnicas e instrumentos de recolección de datos .......................................... 93 4.5.1 Análisis documental ............................................................................. 93 4.5.2 Información de pozos en estudio ......................................................... 94 4.6 Técnicas de procesamiento y análisis de datos .............................................. 95 4.7 Metodología de trabajo ................................................................................... 96 4.7.1 Selección de los pozos para el estudio ................................................ 96 4.7.2 Identificación de las zonas problemas ................................................. 97 4.7.3 Modelo geomecánico ........................................................................... 98 4.7.3.1 Importación de datos ...................................................................... 99 4.7.3.2 Establecimiento de las líneas de lutitas………………………………99
4.7.3.3 Cálculo del esfuerzo de sobrecarga .............................................. 104 4.7.3.4 Establecimiento de las líneas de compactación normal ................ 107
4 7.3.4.1 A partir del registro sónico de onda compresional .................. 107 4.7.3.4.2 A partir de la curva de velocidades interválicas ...................... 108 4.7.3.5 Estimación de la presión de poro .................................................. 109 4.7.3.6 Estimación de la presión de fractura ............................................. 110 4.7.4 Determinación de las propiedades dinámicas mecánicas de las
rocas con el software DrillWorks Predict .............................................. 111 4.7.5 Esfuerzo en sitio................................................................................... 114 4.7.6 Determinación de la ventana operacional ............................................ 115
V DISCUSION DE RESULTADOS 5.1 Análisis de la zonas problemas. ...................................................................... 117 5.1.1 Hoyo 17 1/2” ........................................................................................ 118 5.1.2 Hoyo 12 ¼” .......................................................................................... 118 5.1.3 Hoyo 8 1/2” ......................................................................................... 118 5.1.4. Hoyo 6 1/2” 5 7/8”…………………………………………………………..118 5.2. Geopresiones…………….. ............................................................................. 119
5.2.1 Análisis de la presión de sobrecarga OBG (v) .................................. 119 5.2.2 Análisis de la presión de poro (PP) ..................................................... 122
5.2.3 Análisis de la presión de fractura (h) .................................................. 125 5.3 Dirección del esfuerzo hotizontal máximo ....................................................... 127 5.4 Estimación de las propiedades dinamicas-mecanicas de las rocas ................ 129 5.5 Estimación de la ventana operacional ............................................................ 130 CONCLUSIONES ........................................................................................................ 131
RECOMENDACIONES ................................................................................................ 133 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................. 134 GLOSARIO .................................................................................................................. 136 APÉNDICES A. Indentificación de las zonas problemas ..................................................... 140 B. Curvas de geopresiones para los pozos de estudio .................................. 143 C. Propiedades mecánicas de la roca……………………………………………147
D. Análisis de la ventana operacional…………………………………………….161
LISTA DE TABLAS
Tabla Pagina
1. Pozos seleccionados para el estudio. ................................................................... 93 2. Pozos del área que poseen registros sónicos. ...................................................... 101 3. Pozos del área que poseen velocidades interválicas. ........................................... 102 4. Presión de sobrecarga promedio en el Área 7 Alto de Ceuta………….…………...121 5. Presión de poro promedio en el Área 7 Alto de Ceuta .......................................... 124 6. Presión de fractura promedio en el Área 7 Alto de Ceuta ..................................... 126 7. Presión de esfuerzo máximo promedio en el Área 7 Alto de Ceuta ...................... 128 8. Ventana obtenidas a partir del DrillWords/Predict pozo VLG-3911 ....................... 130 9. Ventana teorica recomendada. ............................................................................. 130
LISTA DE FIGURAS
Figura Pagina 1 Ubicación geográfica del Campo Ceuta-Tomoporo……………………………………18 2 Columna estratigráfica del Campo Ceuta-Tomoporo ......................................................... 21 3 Ubicación geográfica del Área 7 Alto de Ceuta........................................................ 24 4 Columna Estrátigrafica…………………………………………………………………….32 5 Diagrama de fases para materiales geológicos ....................................................... 39 6 Relación esfuerzo-deformación…………………………………………………………..45 7 Ejemplos de anisotropía intrínseca (litológía) y producida por esfuerzos. ............... 47 8 Pricipio del ensayo de compresión sin confinar. ...................................................... 49 9 Esquema de una celda triaxial para ensayos geomecánicos. ................................. 50 10 Esquema de un ensayo de compresión brasileño y las fracturas generada en
la muestra. ............................................................................................................... 51 11 Esquema de una muestra para ensayo de dureza de fractura. .............................. 52 12 Estado de esfuerzos in-situ, antes y despues de la perforación. ............................ 64 13 Muestra de esfuerzos de corte y tracción en la roca. .............................................. 65 14 Esfuerzos principales y planos principales. ............................................................ 65 15 Componentes del campo de esfuerzos in-situ. ....................................................... 67 16 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla normal. .................................. 69 17 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de deslizamiento. .................. 70 18 Orientación y relación de los esfuerzos en una falla inversa. ................................. 70 19 Envolvente de esfuerzos de Mohr. .......................................................................... 72 20 Representación del modelo de falla de Mohr-Columb. ........................................... 73 21 Mecanismos de falla y su localización con respecto a la envolvente de Mohr-
Columb. ................................................................................................................... 74 22 Esquema de los factores que influyen en la estabilidad de hoyo. ........................... 75 23 Esquematización de problemas de inestabilidad de hoyo. ..................................... 76 24 Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo. ............... 78 25 Magnitud de los esfuerzos efectivos axial y tangencial en la pared del hoyo. ........ 79 26 Esquematización del embolamiento de mecha. ...................................................... 83 27 Variación de los esfuerzos sobre las paredes de un pozo antes y despúes de
la perforación. .......................................................................................................... 86 28 Variación de la ventana operacional en función de la desviación de un pozo. ....... 88 29 Ejemplo de la trayectoria de un pozo diseñada en función de las variaciones
del campo de esfuerzo. ........................................................................................... 89 30 Problemas asociados a estabilidad de hoyo. .......................................................... 98 31 Datos cargados al software Drillworks, Modulo Predict .......................................... 99 32 Línea de lutitas pozo VLG-3911………………………………………………………..100
33 Comportamiento del registro sónico del pozo y el registro sónico obtenido a partir del inverso de las velocidades interválicas……………………………………………102
34 Comportamiento del cubo sónico sintético, Area 7 Alto de Ceuta………………….103 35 Comportamiento del cubo sónico sintético, Area 7 Alto de Ceuta…………………104 36 Presión de sobrecarga creada a partir del del registro de densidad, Pozo
VLG-3911……………………………………………………………………………………….105
37 Presión de sobrecarga creada a partir del empalme entre el registro de densidad y el sintético a partir de Miller, Pozo VLG-3911 ..................................... 106
38 Presión de sobrecarga creada a partir de la integración del registro de densidad y el registro de densidad sintético a partir del cubo, Pozo VLG-3713………………. 107
39 Establecimiento de la línea de compactación normal a partir de un registro sónico, pozo VLG-391…………………………………………………………………………….108
40 Establecimiento de la línea de compactación normal a partir de la curva de velocidades interválicas, pozo VLG-3911……………………………………………..109
41 Comportamiento de la presión de poro y fractura, pozo VLG-3911………………..111 42 Comportamiento de la curva de colapso por diferentes propiedades
mecánicas pozo VLG-3911…………………………………………………………………………………114
43 Mapas esterográficos pozo VLG-3911………………………………………………..116
44 Estimación de la presión de sobrecarga (v) para Area 7 Alto de Ceuta…………119
45 Comportamiento de la presión de sobrecarga (v) en el Area 7 Alto de Ceuta 120
46 Comportamieno de la presión de poro en el Area 7 Alto de Ceuta………………..122 47 Estimación de la presión de sobrecarga en el Area 7 Alto de
Ceuta………………123
48 Comportamieno de la presión de fractura (h) en el Area 7 Alto de Ceuta……….125
49 Análisis de los Breakout y anisotropía acimutal de la onda “S”…………………….127 50 Curva de colapso por diferentes estimaciones……………………………………….129
51 Mapas estografícos pozo VLG-3911…………………………………………………..130
INTRODUCCIÓN
En la mayoría de los casos la presión de poro y fractura van a depender de
estimaciones indirectas cuando se necesita planificar y ejecutar la perforación de
un pozo debido a que las mediciones directas, a pesar de ser muy confiables,
son muy costosas y generalmente se realizan solo después de haberse
perforado el pozo en la zona productora. Por otro lado, aún cuando se hayan
perforado gran cantidad de pozos en el área, usualmente unos pocos poseen
datos de este tipo de prueba.
Éste trabajo de grado presenta la metodología seguida para llevar a cabo el
estudio de geopresiones en el Área 7 Alto de Ceuta, Campo Ceuta. El estudio
comprende la determinación de la presión de poro, fractura, sobrecarga y el
análisis de la posible zona de presiones anormales a partir de registros sónicos y
de las velocidades interválicas de sísmica de superficie; así como también,
propiedades mecánicas de la roca, determinación de campo de esfuerzo en sitio
y la definición de la ventana óptima de peso de lodo a usar durante la
perforación. La metodología seguida para llevar a cabo esta investigación será
estimada mediante el uso de una serie de ecuaciones manejadas a través del
software DrillWorks/Predict. Este trabajo está estructurado de la siguiente
manera:
CAPITULO I: Establece el problema, los objetivos, la justificación y limitaciones
de la investigación.
CAPITULO II: Indican los aspectos generales del área de estudio.
CAPITULO III: Presenta estudios realizados anteriormente y las bases teóricas
que sustentan la investigación.
CAPITULO IV: Establece la metodología implementada en el desarrollo del
estudio.
CAPITULO V: Presenta el análisis de los resultados de la investigación.
Finalmente se emiten las conclusiones del trabajo y se dan recomendaciones de
la misma, fuentes bibliográficas y presentación de los apéndices.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema.
Actualmente, en la industria petrolera existe un gran numero de yacimientos que
se caracterizan por tener grandes cantidades de reservas remanentes de
petróleo, pero se hace cuesta arriba producirlo al máximo por diversos
problemas; tanto mecánicos como de yacimiento. Nuestra área de estudio no
escapa de esta realidad.
El Campo Ceuta es una fuente importante de producción de crudos medianos
(34-37 °API) a nivel nacional y ha sido calificado como uno de los más
prospectivos en la zona occidente; en él, se encuentra el Área 7, extendiéndose
sobre una de las subdivisiones del Campo denominada Alto de Ceuta.
Los pozos perforados en el área 7, Alto de Ceuta, han presentado problemas
tales como: apoyos, arrastres, torques, influjo de gas, pega mecánica y pega
diferencial, particularmente en el hoyo intermedio y el de producción,
incrementando los riesgos, costos y tiempos operacionales, los cuales influyen
en la rentabilidad de los proyectos.
La presente investigación pretende generar el modelo geomecánico en Área 7,
Alto de Ceuta ajustando la magnitud y dirección de los diferentes componentes
de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones, definiendo la ventana optima de
peso de lodo a usar durante la perforación, de forma tal que se puedan reducir al
máximo los problemas operacionales.
1.2. Justificación y delimitación de la investigación. 1.2.1. Justificación:
Considerando la necesidad de establecer ventanas operacionales que permitan
la mayor estabilidad del hoyo durante la perforación en Área 7 Alto de Ceuta, y
reducir los tiempos y costo durante la construcción de los pozos.
Adicionalmente, concluir con la campaña para la integración de los datos para el
estudio geomecánico establecido por la Gerencia de Ingeniería de Perforación
que forma parte de PDVSA Occidente, para todas las áreas.
El proyecto a realizar es de gran interés y de mucha importancia en el área de la
geomecánica para la Industria Petrolera Venezolana, dado que se va a generar
un aporte teórico y práctico de mucha relevancia, como lo es la interpretación del
cubo de geopresiones y la definición del rango optimo de la densidad del fluido
de perforación.
Adicionalmente, el estudio aportará conocimientos relevantes acerca del uso de
herramientas computarizadas donde se aplican distintas disciplinas tales como
petrofísica, geología y perforación que serviran como soporte para formular el
plan orientado a la perforación del campo, y de esta manera minimizar los
problemas operacionales que podrían existir en perforaciones futuras.
1.2.2. Delimitación de la Investigación.
La presente investigación se llevara a cabo en la Gerencia de Ingeniería de
Perforación que forma parte de PDVSA Occidente, en Área 7 Alto de Ceuta del
Lago de Maracaibo.
1.3. Objetivos de la investigación.
1.3.1. Objetivo general.
Generar el modelo geomecánico en Área 7, Alto de Ceuta, para reducir los
tiempos y costos operacionales, durante las actividades de perforación de los
pozos.
1.3.2. Objetivos específicos.
Generar el cubo de geopresiones en Área 7 Alto de Ceuta, con la información
obtenida de los pozos de estudio.
Estimar las propiedades mecánicas de la roca y campos de esfuerzos.
Evaluar el Modelo de Estabilidad de Hoyo en Área 7 Alto de Ceuta, utilizando
información de los pozos pertenecientes al área de estudio.
Definir la ventana operacional de los fluidos de perforación.
Generar el modelo geomecánico de área 7, Alto de Ceuta.
CAPÍTULO II
ASPECTOS GENERALES DEL AREA
2.1. Campo Ceuta - Tomoporo.
El Campo Ceuta-Tomoporo se encuentra ubicado en la región Centro-Oriental
del Lago de Maracaibo, al sureste de Maracaibo y a 40 Km. al sur de Lagunillas
en la República Bolivariana de Venezuela, tal como se muestra en la Figura Nº
1. El campo fue descubierto por la Mene Grande Oil Company en Abril de 1956
con el pozo Ceuta-1 (actualmente VLG-3501) a partir de información sísmica y
geología del subsuelo. Después de 1957 tres empresas más perforaban en el
área y el campo creció rápidamente hacia el norte hasta unirse con el Campo
Bachaquero. Veinte años más tarde Ceuta se extendía al Este hasta Tomoporo
en tierra.
Figura Nº 1. Ubicación geográfica del Campo Ceuta-
Tomoporo.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo
(2006)
2.1.1. Estratigrafía.
La columna sedimentaria del campo está conformada por rocas desde el
Cretáceo hasta el Reciente. La sección cretácica comienza con areniscas de Río
Negro seguidas, concordantemente, por las calizas del Grupo Cogollo,
Formación La Luna y Socuy. También está constituida por las lutitas del
Cretáceo (Formación Colón).
La Formación Guasare (Paleoceno) suprayacente y transicional con respecto a
la Formación Colón, es relativamente delgada y consiste en calizas arrecífales,
areniscas y lutitas.
Las capas Eocenas de la Formación Misoa, productora principal de Ceuta,
reposan sobre Guasare separadas por una discordancia, y consisten en una
serie alternante de arenas y lutitas que representan ciclos transgresivos: en el
primer ciclo, la unidad C-inferior (arenas C-4 al C-7, Eoceno inferior) de un
ambiente fluvial-deltáico pasa a un ambiente marino litoral, (unidad C-superior,
arenas C-1 al C-3); en el segundo ciclo transgresivo, la unidad B-inferior (arenas
B-6 al B-9, Eoceno medio) pasa de un ambiente deltáico con influencia
continental por ambientes de planicie deltáica baja próxima costera en creciente
influencia marina, hasta sedimentos litorales restringidos, (unidad B-superior,
arenas B-1 a B-5). El contacto superior de esta sección de arenas es
concordante y transicional con niveles arenosos en la base de las lutitas de la
Formación Paují en la zona oriental (áreas 7 y 8), y discordante con arenas
basales de la Formación La Rosa (arena Santa Bárbara) en el área occidental
del campo. El espesor de Misoa disminuye por truncamiento en dirección
suroeste desde 1700 pies hasta 0 pies. La Formación Paují (Eoceno superior)
suprayacente, consiste en lutitas con abundantes fósiles.
Después del levantamiento y plegamiento intenso ocurridos a finales del
Eoceno, el peniplano resultante de la continuada erosión que eliminó la cumbre
del anticlinal de Pueblo Viejo expuso en la superficie las formaciones Paují y
Misoa. Sobre esta paleogeografía irregular se depositó en discordancia el
Mioceno inferior transgresivo (la arena Santa Bárbara) seguida por el intervalo
marino de la Formación La Rosa.
Durante el Oligoceno superior y la mayor parte del Mioceno la sedimentación fue
sincrónica con el movimiento presente a lo largo de la falla de Pueblo Viejo, lo
que resultó en depósitos más espesos hacia el oeste en el bloque caído de la
falla, capas delgadas a lo largo de la cima del anticlinal en proceso de
plegamiento y depósitos de grosor intermedio en el flanco este.
Gran parte del levantamiento de Pueblo Viejo vuelve a ser área positiva al
comienzo de la sedimentación post-orogénica, mientras que las zonas de
depresión fueron rellenadas por la arena Santa Bárbara del Mioceno, miembro
basal de la Formación La Rosa, de distribución irregular que promedia 40 pies y
desaparecen en la cima del anticlinal. Una sucesión gruesa de lutitas de la
Formación La Rosa (150 pies) se depositó luego en la región de hundimiento
sinclinal al oeste de la falla, mientras que sólo unas lutitas limolíticas, de 70 a
100 pies de espesor, que disminuyen hasta desaparecer, se depositaron en el
flanco este.
La Formación Lagunillas (1500 pies) suprayacente, contiene los miembros
siguientes: Lagunillas inferior (LL-1 a LL-2 con 120 pies en el área sinclinal hasta
40 pies en el norte), Laguna (LA-1 a LA-3, 300-850 pies) y Bachaquero (BA-1 a
BA-4) que se adelgaza desde 1.000 pies en el Sureste hasta 200-300 pies en la
zona crestal. En todos predominan depósitos marino-deltáicos de areniscas con
proporciones variables de lutitas y arcillas. Se ha reconocido un alto del
substratum en el cual no hubo sedimentación de los miembros inferiores de la
Formación Lagunillas, lo cual indica la presencia de líneas de playa con el
consiguiente acuñamiento y desaparición de arenas.
La sedimentación de las arcillas moteadas y las areniscas masivas de la
Formación La Puerta, (Miembros Timoteo, Playa y Poro, Mioceno) marcó el fin
de los movimientos tectónicos por algún tiempo. Las arenas pliocenas de origen
no-marino de la Formación Onia fueron depositadas concordantemente sobre la
Formación La Puerta, siendo el área afectada de nuevo por el tectonismo final.
La siguiente figura resume la estratigrafía presente en el Campo Ceuta-
Tomoporo.
Figura Nº 2. Columna estratigráfica del Campo Ceuta-
Tomoporo.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito
Tomoporo (2006)
EDAD GRUPO FORMACIÓN MIEMBRO UNIDADES PROFBETIJOQUE
ISNOTU
BACHAQUERO
Bo.1
Bo.2
Bo.3
10600'
LUTITAS DE LA
ROSA
SANTA BÁRBARA ARENAS BASALES
PAUJÍ 11900'
MISOA
LA ROSA 11600'
"B"
MIO
CE
NO
EO
CE
NO
LAGNILLAS /
LAGUNILLAS
INFERIOR
La.1
La.2
La.3
11450'
LAGUNILLAS
SUPERIOR B (-1/5) 13000'
INFERIOR B (-6/9) 15000'
SUPERIOR C (-1/3) 15900'
INFERIOR C (-4/7) 16650'
PALEOCENO GUASARE
COLON
LA LUNA
MARACA MARACA
LISURE LISURE
APÓN APON
RÍO NEGRO 20500'
MISOA
18600'
"B"
"C"
CR
ET
ÁC
EO
EO
CE
NO
COGOLLO
17850'
2.1.2. Estructura.
El patrón estructural del Campo Ceuta-Tomoporo forma parte del alineamiento
regional de Pueblo Viejo. El alto Pueblo Viejo-Ceuta constituye un levantamiento
que se extiende en dirección norte-sur con ligera componente noroeste. Se
conoce dentro del Lago por una longitud de más de 45 Km. Hacia el sur forma
un declive o nariz estructural de inclinación sur relativamente fuerte en la
discordancia entre el Eoceno y el Mioceno. El declive se encuentra cortado por
tres y aún cuatro fallas de importancia, subparalelas, del sistema norte-sur, unas
veces escalonadas y otras en forma de un pilar tectónico cerca del área crestal.
Hacia el norte, el alto se arquea al noreste y entra a formar parte integrante del
cinturón móvil de la Serranía de Trujillo. El anticlinal de Pueblo Viejo en su
declive al sur presenta una inversión que determina una silla tectónica que
separa la estructura de Pueblo Viejo de la de Ceuta; la inversión del declive
forma una estructura dómica muy fallada, el alto del Campo Ceuta.
El rasgo principal de Ceuta lo constituye una estructura de tipo flor entre fallas
transcurrentes de rumbo norte-sur. Asociados a esta estructura se encuentran
anticlinales escalonados de tendencia noreste-suroeste, opuestos a los
esfuerzos compresivos principales. Fallas normales sin sedimentarias de rumbo
noroeste-sureste y buzamiento este, asociadas a un patrón extensional de
finales del Paleoceno, reflejan la línea de bisagra de la cuenca eocena con su
depocentro más al este y cortan transversalmente los altos estructurales,
separando bloques suavemente plegados que forman homoclinales de rumbo
este-oeste y buzamiento sur, hasta la falla de Tomoporo en el extremo oriental.
2.1.3. Sistema Petrolero.
Los estudios geológicos de los sistemas petroleros de la región sugieren:
Generación: Los pozos vecinos al área en referencia, sugieren que existe una
roca madre (Fm. La Luna), con alto contenido de materia orgánica y de muy
buena calidad de querógeno tipo II (origen marino), para la generación de
hidrocarburos líquidos principalmente y gaseosos en cantidades apreciables.
Estudios recientes han diferenciado en el área tres cocinas principales a lo
largo del tiempo geológico: la cocina Eocena ubicada al Nor-Este, una cocina
mixta Eocena/Mio-Pliocena y la cocina Mio/Pliocena Reciente, ubicada al
Sur-Este del área.
Migración: Los crudos livianos muy maduros del área migraron posiblemente
desde la cocina mixta, hacia yacimientos inferiores. La migración de
hidrocarburos, pudo haberse realizado en principio a través de las rocas
madres Cretácicas y luego comunicada por fallas y discordancias hacia los
yacimientos del Eoceno “B” y “C”.
Acumulación: Las acumulaciones de hidrocarburos están dominadas por
factores estratigráficos y estructurales. Éstas se encuentran contenidas en
las arenas “B” y “C” de la Formación Misoa.
Retención: Las lutitas intraformacionales de Misoa “B” y “C” proporcionan
sellos verticales para la retención de hidrocarburos. Su espesor varía
típicamente entre 50 pies y 200 pies. En la parte superior de la secuencia se
presenta un sello regional como son las lutitas de la Formación Paují.
2.2. Area 7 Alto de Ceuta.
El Alto de Ceuta es una unidad estructural positiva resultado de solapamiento
transpresional entre segmentos de la fallas transcurrente sinestral de Pueblo
Viejo. Se encuentra limitado por el sistema de falla de Pueblo Viejo; al oeste del
sistema comprende un conjunto de fallas transcurrentes sinestrales subparalelas
de rumbo Norte - Sur y alto buzamiento (75°-80°) al este. Su salto vertical es
variable y asume desplazamiento normal (500 a 1200 pies) o inverso (0 a 1400
pies). En el área del Alto las fallas subverticales o de alto ángulo de buzamiento
tienen desplazamientos variables y pueden cambiar de normal a inversas a lo
largo del rumbo.
El área 7 cuenta con los yacimientos B-Inferior VLG-3659 Y C-Superior VLG-
3693, que se encuentran ubicados dentro del Área 7 del Alto de Ceuta, Bloque
VII, Distrito Tomoporo, en el área Central - Este del Lago de Maracaibo, Estado
Zulia. El Yacimiento B-Inferior VLG-3659 tiene un área aproximada 4284 acres,
mientras que el yacimiento C-Superior VLG-3693, tiene un área aproximada de
2705 acres. Arealmente se encuentran limitado hacia el norte por un sinclinal o
silla tectónica que separa el área 7 del área 6, hacia el este por una falla inversa
de rumbo norte - sur y buzamiento hacia el oeste que separa el área 7 del área 8
norte; hacia el oeste esta limitado por el sistema de fallas de Pueblo Viejo de
rumbo norte – sur y buzamiento hacia el este que separa el área 7 del área 2
sur; y hacia el sur limita con una falla normal que separa la zona de los pozos
VLG- 3713 y VLG-3708. Como se muestra en la figura N°3.
Dicha área cuenta con 27 pozos perforados a nivel de la Formación Misoa de
edad Eoceno en la zona del lago: VLG-3537, VLG-3542, VLG-3659, VLG-3665,
VLG-3665A, VLG-3669, VLG-3671, VLG-3672, VLG-3674, VLG-3675, VLG-
3677, VLG-3678, VLG-3682, VLG-3687, VLG-3688, VLG-3690, VLG-3690A,
VLG-3692, VLG-3695, VLG-3706, VLG-3708, VLG-3713, VLG-3716, VLG-3867,
VLG-3905, VLG-3911, VLG-3912.
Figura Nº 3. Ubicación geográfica del Area 7 Alto de Ceuta.
Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2006).
2.2.1. Estratigrafía y Litología del Area 7 Alto de Ceuta.
Formación el Milagro (Pleistoceno).
Esta conformada por arenas friables, finas a gruesas, muy micáceas, de color
crema a pardo-rojizo, limos micáceos de color gris claro, interestratificadas con
arcillas arenosas, rojas y pardo-amarillentas, lentes lateríticos bien cementados
y ocasionalmente paleosuelos. Según Graf (1969), los sedimentos de la
formación son de carácter fluvial y paludal, que se depositaron sobre un amplio
plano costanero y de poco relieve. Estas condiciones facilitaron la acción eólica.
En el subsuelo se desconoce su espesor.
Formación Onia (Plioceno).
Esta conformada por areniscas y limolitas abigarradas, gris verdoso, de grano
grueso a fino, arcillosas, micáceas y friables, localmente con capas calcáreas
amarillas, delgadas, de ambiente continental similar a la Formación El Milagro.
Formación la Puerta (Mioceno Superior).
Esta conformada principalmente por arcillitas abigarradas en colores azul, rojo,
amarillas y verdes arcillas rojas y areniscas grises. Presenta algunos fósiles
indicativos de aguas salobres. Dentro del área de Ceuta, la Formación La Puerta
puede subdividirse en tres miembros de tope a base: Timoteo, Playa y Poro. El
Miembro Poro es productor y ha sido correlacionado con la Formación Isnotú en
áreas circundantes al campo Ceuta.
Formación Lagunillas (Mioceno Medio).
En términos generales, la formación consiste en areniscas poco consolidadas,
arcillas, lutitas y algunos lignitos. Dentro del área de Ceuta, la Formación
Lagunillas está conformado por tres miembros de tope a base: Bachaquero,
Laguna y Lagunillas Inferior. Las areniscas del Miembro Lagunillas Inferior
suprayacen discordantemente sobre las lutitas de la Formación La Rosa.
Miembro Lagunillas Inferior: El Miembro Lagunillas Inferior representa un ciclo
transgresivo, de sedimentación de alto delta con marcada influencia fluvial,
caracterizada por apilamiento de canales progradantes sobre la Formación La
Rosa, formando frecuentemente canales incisos (incised valleys)
sobre las lutitas de La Rosa. Está compuesto por areniscas friables, de grano
fino a grueso, de color marrón a gris claro y blanco, intercaladas con lutitas
grises. Este miembro es productor en el área del Alto de Ceuta y varía en
espesor dentro del Área 6 desde 0' en el pozo VLG-3503, hasta 140' en el pozo
VLG-3906.
Miembro Laguna: El Miembro Laguna corresponde a un aumento temporal de
las condiciones marinas, con predominio de barras litorales con influencia de
mareas. Está conformado principalmente por areniscas de color gris o marrón
localmente glauconíticas, lutitas grises fosilíferas y arcillas arenosas moteadas.
Laguna se divide a su vez en tres subunidades: Laguna-1 (L-1), Laguna-2 (L-2) y
Laguna-3 (L-3). Este miembro es productor en las áreas 3, 4, 5 y 6 del Alto de
Ceuta y posee un espesor aproximado dentro de las áreas 6 y 7 entre 280' y
410’.
Miembro Bachaquero: El Miembro Bachaquero representa un ciclo regresivo,
con predominio de ambientes fluviales sin influencia marina (facies
continentales). Está conformado por areniscas arcillosas potentes, de colores
gris o marrón con arcillas gris, marrón o moteadas, lutitas grises y lignitos.
Bachaquero ha sido subdividido informalmente de en tres subunidades:
Bachaquero-1 (BA-1), Bachaquero-2 (BA-2) y Bachaquero-3 (BA-3). Este
miembro es productor en las áreas 3, 4, 5 y 6 del Alto de Ceuta y posee un
espesor aproximado dentro de las áreas 6 y 7 entre 570’ y 740’.
Formación la Rosa (Mioceno Inferior).
La Formación La Rosa está conformada por dos intervalos: un intervalo superior,
conformado por lutitas verdosas fosilíferas e intercalaciones de areniscas grises
y lutitas grises, de ambiente marino denominado Lutitas de La Rosa, con un
espesor promedio de 80’; y otro inferior, conformado por areniscas no
consolidadas en parte arcillosas de ambiente fluvial, denominado Areniscas
Basales del Miembro Santa Bárbara, con un espesor promedio de 65’. Esta
unidad es de carácter transgresivo sobre la superficie discordante del Eoceno y
representa el comienzo de la sedimentación del Mioceno.
Formación Paují (Eoceno Superior).
La Formación Paují constituye un evento de transgresión marina que abarco la
parte centro-oriental de la Cuenca de Maracaibo y es predominantemente
lutítica. Suprayace concordantemente sobre el miembro B-Superior de la
Formación Misoa, a la vez que infrayace discordantemente por debajo del
Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa (Mioceno). Dentro del Área 7,
la Formación Paují tiene un espesor aproximado de 600 a 700'. Esta unidad no
se encuentra presente en el Alto Principal y el Área 2, ya que se encuentra
truncada por la Discordancia del Eoceno.
Formación Misoa (Eoceno Inferior a Medio).
La Formación Misoa representa un proceso sedimentario que varía desde
deltáico alto, al suroeste y sur, a deltáico bajo y marino somero al norte y noreste
de la Cuenca de Maracaibo. Las características de los sedimentos de la
Formación Misoa, dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de
sedimentación, de la distancia entre ellos y de la fuente de los mismos. En el
subsuelo de la Cuenca de Maracaibo, la secuencia de arenas y lutitas de esta
formación ha sido subdividida en dos miembros informales conocidos Arenas "B"
y Arenas "C" (Figura Nº 4). Las Arenas "B" han sido clasificadas informalmente
en B-Superior (B-1 a B-5, de tope a base) con un espesor promedio dentro del
Área 7 de 1500’; y B-Inferior (B-6 a B-7, de tope a base) con un espesor
promedio dentro del Área 7 de 750’. Las Arenas “C” han sido clasificadas
informalmente en C-Superior (C-1 a C-3, de tope a base) con un espesor
promedio dentro del Área 7 de 900’; y C-Inferior (C-4 a C-7, de tope a base) con
un espesor promedio dentro del Área 7 de 700’. Estas unidades se encuentran
limitadas por discordancias o superficies de inundación, las cuales fueron
depositadas entre los diferentes pulsos tectónicos ocurridos durante el Eoceno.
Formación Guasare (Paleoceno).
La Formación Guasare consiste principalmente en lutitas gris oscuro, arenosas,
macizas o laminadas, areniscas marrón claro, calcáreas y glauconíticas, limolitas
y arcillitas grises con esférulas de limolita, y en menor proporción caliza arenosa
gris y algunas capas muy delgadas de carbón. El contacto es discordante con la
Formación Misoa. La Formación Guasare representa la sedimentación de
plataforma, desarrollada en la porción central de la Cuenca de Maracaibo
durante el Paleoceno. Su litología y contenido fosilífero, corresponden a un
ambiente marino nerítico, el cual estuvo sujeto a influencias de tipo deltáico.
Unidades de C-Superior.
Unidad C-1: La unidad C-1 es una parasecuencia caracterizada por una
electrofacies granodecreciente, concordante por debajo de la unidad B-7 Está
representado por secciones predominantemente lutíticas, caracterizadas por
electrofacies aserradas con muy poca prospectividad los cuales correlacionan
con intervalos lutíticos similares observados en los pozos vecinos. El espesor
total de esta unidad dentro del Área 7 es de unos 310’ a 370’. Las electrofacies y
la subdivisión de las Arenas “C”.
Unidad C-2: Correlaciona de forma excelente respecto a los pozos vecinos y
presenta tanto hacia el tope como hacia la parte media algunos cuerpos de
arenas con electrofacies típicas de depósitos de barras de desembocadura,
depositadas en un ambiente de bajo delta, observadas principalmente en los
pozos VLG-3695 y VLG-3867 dentro del Área 7. El espesor total de esta unidad
dentro del Área 7 es de unos 290’ a 330’.
Unidad C-3: La unidad C-3 está representada por una secuencia claramente
identificada en el área y que correlaciona muy bien con lo observado a nivel del
VLG-3867 y el pozo VLG-3695, este intervalo muestra alta prospectividad tanto
en el tope como en la base en donde presenta cuerpos de arenas con
electrofacies típicas de depósitos de barras de desembocadura, que muestran
buena continuidad lateral dentro del Área 7. El espesor total de esta unidad
dentro del Área 7 es de unos 240’ A 250’.
Unidad C-4: Presenta hacia el tope un desarrollo de arenas con electrofacies
típicas de canales de marea, depositadas en ambiente estuarino, claramente
identificados en los pozos VLG-3695 y VLG- 3867. Este desarrollo de arenas
presenta alta prospectividad y buena continuidad lateral. El espesor total de esta
unidad dentro del Área 7 es de unos 180’ a 200’.
Unidad C-5: La unidad C-5 presenta desarrollos masivos de cuerpos de arena
hacia el tope con electrofacies típicas de canales distributarios, claramente
identificados en todos los pozos del área que llegan hasta esta profundidad. Este
desarrollo de arenas presenta alta prospectividad y buena continuidad lateral en
todas direcciones. El espesor total de esta unidad dentro del Área 7 es de unos
230’ a 270’.
Unidad C-6: La unidad C-6 es una parasecuencia que presenta desarrollos
masivos de cuerpos de arena hacia el tope con electrofacies típicas de barras de
desembocadura, caracterizada por electrofacies granocrecientes aserradas con
poco espesor en los paquetes de arenisca. El espesor total de esta unidad
dentro del Área 7 es de unos 160’ a 190’.
Unidad C-7: La unidad C-7 es una parasecuencia que presenta desarrollos
masivos de cuerpos de arena con electrofacies típicas de canales distributarios,
al igual que la unidad C-4, claramente identificados en todos los pozos del área
que llegan hasta esta profundidad. Este desarrollo de arenas presenta alta
prospectividad y buena continuidad lateral en todas las direcciones. El espesor
total de esta unidad dentro del Área 7 es de unos 110’ a 120’.
Unidades de B-Inferior.
Unidad B-6: Esta unidad es el yacimiento más importante de edad Eoceno en el
Alto de Ceuta. El espesor de esta unidad dentro del Área 7 es de unos 400’ y
presenta una excelente continuidad en toda su extensión. El intervalo B-6
presenta una alta relación de areniscas cuarzosas y areniscas arcillosas hacia la
base, los cuerpos de arenas o canales apilados son comunes en la parte basal
del intervalo, mientras que hacia el tope decrece el porcentaje de estos cuerpos
y aumenta la relación de lutitas, facies heterolíticas y localmente algunas
areniscas calcáreas, de ambiente deltáico con influencia de mareas.
Existen dos núcleos disponibles en el B-Inferior: el pozo VLG-3716 que contiene
aproximadamente 200' de núcleo del B-6 y el pozo VLG-3781 con 160' de núcleo
en B-6 y 420' en B-7. Esta unidad se presenta demarcada por un contacto
inferior con B-7 en un límite litoestratigráfico abrupto que se interpreta como un
límite de secuencia (SB). El contacto superior se demarca en el tope de la
parasecuencia caracterizada por electrofacies granodecrecientes que se
interpreta como una superficie de inundación (FS). La unidad B-6 se ha
subdividido en cuatro subunidades, descritas de base a tope:
Subunidad B-6.3: Presenta una relación de arena muy alta, con rangos entre
60% y 90%, en los pozos del área tiene un espesor total de 130'
aproximadamente. Esta conformado por cuerpos de areniscas masivas con
delgadas y esporádicas intercalaciones de lutitas, presentándose en su mayoría
en facies de canales distributarios, según lo evidenciado en los núcleos del pozo
VLG-3716 y las electrofacies de los pozos del área. En los núcleos disponibles
también puede observarse la presencia de fracturas en ocasiones rellenas con
material bituminoso. La subunidad presenta excelentes propiedades petrofísicas
(porosidad y permeabilidad) lo que le otorga a esta subunidad una excelente
transmisibilidad de fluidos. Se estima la presencia de un contacto agua-petróleo
a la profundidad de -14000’ tvdss. (a nivel del tope de la unidad B-7).
Subunidad B-6.2. En los pozos del área la subunidad B-6.2 esta conformado por
cuerpos de areniscas con facies heterolíticas, presentándose en su mayoría en
facies de canales de marea. El espesor total de esta subunidad varía ente 70’ y
90'.
Subunidad B-6.1. Consiste de areniscas intercaladas de facies heterolíticas. Las
electrofacies que presenta esta subunidad son muy variables, indicando rápidos
cambios laterales de facies, que pueden presentarse en forma de barras de
desembocadura y canales de marea. Varía en espesor total de 50’ a 80'.
Subunidad B-6.0. Presentan características variables en los pozos del área, sin
embargo, la principal característica de esta subunidad es la predominante
influencia de mareas, evidenciada por la presencia de un delgado intervalo de
arenisca calcárea en los núcleos del pozo VLG-3716 y electrofacies típicas de
delgados canales y barras de marea. Los espesores totales varían de 50 a 90'.
Unidad B-7: La unidad B-7 es una parasecuencia caracterizada por una
electrofacies granocreciente, concordante por encima de la unidad C-1 y por
debajo de la unidad B-6. El contacto inferior esta en el cambio de electrofacies
de granodecreciente (C-1) a granocreciente (B-7) y equivale a una superficie de
máxima inundación (MFS) (Ver Figuras Nº 4). En la parte Sur y central del Alto
de Ceuta, la unidad B-7 es caracterizada por electrofacies aserradas con poco
espesor en los paquetes de arenisca. El espesor de esta unidad dentro del Área
7 es de unos 330’ a 370’.
Figura N°4. Columna Estratigrafica. Fuente: Departamento de Yacimiento Distrito Tomoporo (2006).
2.2.2. Presiones.
Yacimiento B-Inferior VLG-3659.
La presión original del yacimiento se determinó en 6180 Lpc a un datum de
13500’ (año 1976), la última estática tomada en el yacimiento fue realizada en el
año 2005 arrojando un valor de 2000 Lpc de presión, sin embargo en el área
donde se perforó la CJR-2 se pudieron observar presiones entre 2400-2700 Lpc,
ya que el pozo vecino más cercano VLG-3867 registró una presión de 3200 Lpc
(según estática realizada en el año 2000) y según RFT tomado en el mismo año
se obtuvieron valores en B-6.0 de 2760 lpc, B-6.1: 2419 lpc B-6.2: en este punto
no restauró la presión y en B-6.3: 3400lpc (comportamiento normal ya que este
intervalo B-6.3 no está siendo drenado por encontrarse saturado de agua);
además el pozo se encuentra cerrado desde el año 2001 debido a problemas
mecánicos, logrando acumular solo 81 MBP.
Yacimiento C-Sup VLG-3693.
La presión original del yacimiento y la presión de burbuja no fue determinada, ya
que no se realizó análisis PVT en el yacimiento, sin embargo se cuenta con una
única prueba de presión estática tomada en el pozo VLG-3867 cuya medida fue
de 9150 Lpc, en el año 2000, y un RFT tomado en el mismo año a nivel de las
arenas C-3 y C-4, mostrando 10547 Lpc y 10226 Lpc respectivamente.
2.2.3. Reservas.
Yacimiento Misoa B-Inferior.
El POES del Yacimiento B-Inferior VLG-3659 se contabilizó originalmente según
Libro de Reservas Diciembre 2005 en 187.136 MMBNP, con un factor de
recobro primario de 25% y unas Reservas Recuperables en el orden de los
46.784 MMBNP, de las cuales se han producido 20.752 MMBNP, resultando
unas reservas remanentes de 26.032 MMBNP.
Esto nos indica que existe un alto volumen de reservas que no han sido
extraídas producto de la pérdida de varios puntos de drenaje por problemas
mecánicos y de yacimiento (producción de arena y asfáltenos). La tasa actual de
petróleo se encuentra por el orden de los 600 BNPD, por lo que actualmente la
relación producción reservas (RPR) es de 0.8%, esto indica que el yacimiento
está siendo sub-explotado, y se hace necesario generar nuevos puntos de
drenaje para aumentar dicha relación, hasta alcanzar su valor ideal (7%)
También es importante acotar que la presión del yacimiento presenta dos
tendencias, una hacia las áreas más drenadas que se encuentra por debajo de
la presión de burbuja, y otra tendencia hacia el área menos drenada.
Yacimiento Eoceno C-Superior.
El POES del Yacimiento Eoceno C VLG-3693, se contabilizó originalmente
según Libro de Reservas Diciembre 2005 en 141.2 MMBNP, con un factor de
recobro de 5% y unas reservas recuperables en el orden de los 7 MMBNP, de
las cuales se han producido 206.8 MBNP, resultando unas reservas remanentes
de 6.8 MMBNP.
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO
3.1. Antecedentes de la Investigación.
PDVSA – INTEVEP. ANÁLISIS GEOMECÁNICO PARA POZOS ALTAMENTE
INCLINADOS EN LA FORMACIÓN MISOA DEL CAMPO CEUTA ÁREA 8. Los
Teques, Agosto de 2000. Este trabajo presenta los resultados de un análisis
geomecánico de estabilidad de hoyo realizado en las arenas B–4 del Campo
Ceuta Área 8. El mismo abarca la caracterización geomecánica de muestras de
núcleo del pozo VLG-3863 en B-4.1, B-4.2, B-4.3, B-4.6, donde se determinaron
las constantes elásticas, valores de resistencia y condiciones de falla de la roca,
así como la revisión de la dirección y magnitud del campo de esfuerzos presente
en la zona, el estudio de la declinación de presión y las historias de perforación
de los pozos vecinos. También se realizo una simulación de las condiciones de
perforación para pozos altamente desviados, con modelos elásticos y
elástoplasticos, con la que se obtuvo la dirección optima de perforación y la
ventana operacional del peso de lodo.
SCHLUMBERGER. BASES DE DISEÑO “No Drilling Surprises” (NDS), PARA
LA PERFORACIÓN DE POZOS ALTAMENTE INCLINADOS DEL CAMPO
TOMOPORO. Las Morochas, Enero de 2002. Este proceso se basa en análisis y
predicción antes de la perforación, el cual es ejecutado y actualizado en tiempo
real durante la perforación del pozo con la finalidad de diagnosticar la causa de
los problemas asociados a la estabilidad de hoyo, mediante información de
registros eléctricos, sísmicas, reporte de perforación, sumarios, informes
geológicos, pruebas de presión, estudios geomecánicos previos, descripción de
núcleos y ripio, de igual manera, se presenta la idea de perforar pozos de alta
extensión para lograr desde una misma localización llegar a casi todos los lados
del campo, esto es posible mediante la construcción de pozos con 70 grados de
inclinación, así como iniciar la perforación del primer pozo en dirección de los
máximos esfuerzos de 155 o 335 grados de azimut.
HALLIBURTON. ANÁLISIS DE GEOMECÁNICA E INESTABILIDAD DE HOYO
EN EL ÁREA CEUTA TOMOPORO Y RECOMENDACIONES PARA LA
PERFORACIÓN DE LOS POZOS EN EL ÁREA DE TIERRA. Las Morochas,
Octubre de 2003. Este trabajo presenta un análisis preliminar de estabilidad de
hoyo con la data del Campo Ceuta-Tomoporo. El objetivo del estudio es
entender la causa de la inestabilidad de hoyo presentada durante la perforación
de los pozos VLG-3868, VLG-3869 con muchos problemas operacionales e
imposibilidad de alcanzar los objetivos completamente y cierto grado de
breakouts en los pozos TOM-0007, TOM-0008 y TOM-0009 que si bien no
generaron grandes problemas operacionales sirven para ayudar al
entendimiento del problema. Dicha inestabilidad genero grandes
ensanchamiento de hoyo, pobre limpieza, imposibilidad de viajar sin bomba, y
finalmente empaquetamiento.
PDVSA – INTEVEP. ESTUDIO Y EVALUACIÓN DEL MODELO DE
ESTABILIDAD PARA LOS POZOS TOM-12 Y TOM-13 UBICADOS EN AREA 8,
CAMPO CEUTA – TOMOPORO. Los Teques, Noviembre de 2005. Este trabajo
se basa en la aplicación de la metodología integrada de estabilidad de hoyo que
combina una exhaustiva búsqueda de información (registros) en los pozos
vecinos, interpretación geomecánica generada hasta el momento, así como la
experiencia operacional de los pozos inclinados previos (TOM-10 y TOM-11)
perforados en el área. Dicho trabajo se enfocó en la evaluación del modelo
generado a través de la experiencia y la toma de información de los pozos TOM
12 y TOM-13. Como resultado, se ha observado en los nuevos pozos una
reducción de más del 50 % de los tiempos de perforación.
Santos Jackelin y Rivera Liliana. MODELO DE ESTABILIDAD DE HOYO DE
LOS POZOS ALTAMENTE INCLINADOS DE LA REGIÓN 1 Y 3 DEL
YACIMIENTO VLG-3729 (TOMOPORO TIERRA). Cabimas, Febrero de 2006.
Esta investigación consistió en analizar los estudios del modelo de estabilidad de
hoyo realizados al Yacimiento VLG-3729 (Tomoporo-Tierra), los frecuentes
problemas asociados a inestabilidad de hoyo (apayos, arrastres, torques,
atascamiento de tubería, repasos) y los tiempos de perforación en las secciones
intermedias 12 ¼” y de producción 8 ½” en los pozos altamente inclinados. Se
obtuvo los resultados en cuanto al rango de peso de lodo adecuado para
perforar con el menor riesgo posible, así como también la reducción de los
tiempos y costos de perforación.
Higuera Angélica y Paredes Eva. EVALUACIÓN DE ESTABILIDAD DE HOYO
EN LOS POZOS INCLINADOS DEL AREA CENTRAL CAMPO BARUA.
Cabimas, Junio de 2007. Esta investigación consistió en analizar los estudios del
modelo de estabilidad de hoyo realizados área central del campo Barúa,
contemplando la caracterización mecánica de las formaciones para determinar la
resistencia de la roca, la determinación del campo de esfuerzos en sitio, para el
cálculo de las densidades de lodo límites para evitar tanto el colapso como la
fractura de las paredes del hoyo, durante la fase de perforación, así como
también el efecto de la temperatura, en fluidos base aceite y el intercambio
catiónico en los fluidos base agua inhibidos.
Álvarez Darbeni y Berrios Raquel. EVALUACIÓN DEL MODELO DE
ESTABILIDAD DE HOYO EXISTENTE EN EL YACIMIENTO VLG-3729, AREA 8
SUR, CAMPO CEUTA. Maracaibo, Marzo de 2007. Este trabajo especial de
grado tiene como objetivo evaluar el modelo de estabilidad de hoyo existente en
el Yacimiento VLG-3729, Área 8 Sur, Campo Ceuta, pues la perforación de
pozos se ha visto afectada por problemas operacionales particularmente en el
hoyo intermedio y de producción posiblemente ligados a la inestabilidad de hoyo.
Propone el ajuste de la magnitud y dirección de los diferentes componentes de
esfuerzos en sitio, el cubo de presiones y la definición de la ventana óptima de
peso de lodo a usar durante la perforación que permita reducir al máximo el
riesgo de problemas operacionales atribuibles a la hidrostática de los lodos. Se
concluye que los intervalos en los que se pueden presentar mayores eventos
asociados a la estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de tubería)
ocurren a profundidades de 9500-10500 pies y de 11400-14500 pies para la
Región 1 y en la Región 3 de 12000-16400 pies. Se recomienda perforar pozos
inclinados en la dirección de los esfuerzos horizontales mínimos ya que el
régimen de fallas es normal; así como también, mantener el modelo de
geopresión incorporando los valores de presión tomados en el monitoreo de los
pozos perforados y en los nuevos al simulador, de manera de obtener la presión
de poro en el tiempo para todo el yacimiento en cualquier punto de coordenadas
elegidas para la perforación de los pozos.
A continuación se presentan las bases teóricas que sirvan de insumo a éste
trabajo.
3.2. Geomecánica.
La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los
materiales geológicos que conforman las rocas de la formación. Esta disciplina
está basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de
suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de
esfuerzo producto de las operaciones petroleras de perforación, completación y
producción de pozos.
Por esta razón, la geomecánica siempre trata problemas donde se relacionan los
esfuerzos con la resistencia de la formación. De esta manera, todas las operaciones
de pozos que afecten y causen daño a la formación se deben tomar en cuenta en el
análisis de cualquier problema de estabilidad de hoyos, arenamiento, fracturamiento,
etc.
3.2.1. Historia de la Geomecánica.
La geomecánica tiene su origen en la ingeniería civil, principalmente en el uso
de suelos y rocas como material de construcción, posteriormente se usa en
obras civiles tales como: vialidad, fundaciones, presas. De igual manera, se
utiliza para fines mineros, en la construcción de túneles de minería subterránea y
estabilidad de túneles en minería a cielo abierto.
En la década de los 50-60 se comienza a utilizar la geomecánica en las
actividades petroleras para solucionar problemas de estabilidad de hoyo,
fracturamiento hidráulico, producción de arena, compactación y subsistencia
de yacimientos, pero adquiere importancia al comienzo de la década de los 70,
por lo tanto esta es una disciplina novedosa para la ingeniería de petróleo.
Utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio conjuntamente con
soluciones analíticas para resolver problemas particulares.
3.2.2. Materiales geológicos.
Los materiales geológicos están compuestos por un sistema multifásico de
partículas minerales que crean una estructura porosa donde residen fluidos tales
como agua, hidrocarburos y aire. Este sistema de partículas es lo que distingue
a los materiales geológicos de los materiales continuos como los metales y
fluidos.
Estos materiales son agregados de partículas; sin embargo se toman conceptos
del área de mecánica de medios continuos para comprender y modelar su
comportamiento mecánico.Los suelos son compuestos multifásicos donde
existen tres fases, tal y como se observa en la Figura Nº 5:
a) Sólidos (partículas de minerales).
b) Gas (aire, gas, etc.).
c) Líquidos (agua, petróleo, etc.).
3.2.3. Características principales de los materiales geológicos.
Los materiales geológicos presentan características muy particulares y por lo
tanto los problemas son bastante diferentes. Algunas de las características
particulares de los problemas que involucran materiales geológicos son las
siguientes:
Los materiales geológicos son esencialmente diferentes en cada localidad y
por lo tanto cada caso tiene que ser tratado de una manera particular. No
existe un material geológico de propiedades constantes para una zona.
Figura Nº 5. Diagrama de fases para materiales geológicos.
Fuente: Vázquez, A. (2001)
El comportamiento de los materiales geológicos depende de presión, tiempo
y condiciones ambientales, y por lo tanto estos factores deben ser
determinados para evaluar su comportamiento.
Los materiales geológicos tienen memoria, en el sentido que su historia
pasada afecta su comportamiento futuro.
Los materiales geológicos son sensibles a la perturbación por las
operaciones de muestreo y por lo tanto las propiedades mecánicas medidas
en el laboratorio pueden no ser representativas del comportamiento en el
sitio.
3.2.4. Etapas de un análisis geomecánico.
Tomar un núcleo geológico.
Realizar ensayos geomecánicos en el laboratorio con muestras del núcleo.
Elaborar diseño sobre el comportamiento esfuerzo-deformación y la
resistencia mecánica.
Hacer pruebas de campo.
Tomar registros especiales.
Tomar núcleo geológico.
Elaborar correlaciones núcleo – perfil.
Usar métodos analíticos o numéricos con los parámetros obtenidos para
predecir comportamiento.
Usar juicio de ingeniería.
3.2.5. Aplicaciones geomecánicas en la industria petrolera.
La geomecánica siempre trata problemas donde se relacionan esfuerzos con
resistencia de la formación. Es entonces de esperar, que aquellas operaciones
de pozos que afecten y causen daño a la formación, también van a tener una
gran influencia en el análisis de cualquier problema (estabilidad de hoyos,
arenamiento, fracturamiento, etc.). Por lo tanto, se deben analizar todas las
operaciones de pozo que puedan ser negativas desde el punto de vista de la
formación, para luego optimizarlas en función de las características de la roca.
La magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio, va a definir la trayectoria de
mayor estabilidad para pozos horizontales y de gran desviación.
Los problemas de estabilidad pueden existir aún después de la perforación,
debido a que la mayoría de los pozos horizontales son completados a hueco
abierto y la reducción de presiones de poros del yacimiento causa un aumento
en los esfuerzos efectivos.
El problema de producción excesiva de arenas es causado cuando los esfuerzos
desestabilizadores actuando sobre la formación (tasa de flujo y gradiente de
presión) son mayores que la resistencia mecánica de la formación.
Cuando esta resistencia es excedida, entonces ocurre desprendimiento de
granos de material de la formación causando arenamiento. Resulta necesario
conocer el estado de esfuerzos y la envolvente de falla de la formación para
poder determinar el gradiente de producción (drawdown) crítico que no cause
producción de arena. Adicionalmente, se debe evaluar el efecto nocivo que
tienen las operaciones de pozo (perforación, completación y producción) sobre
el arenamiento de pozos, ya que pueden afectar los esfuerzos
desestabilizadores y las resistencias mecánicas.
Las características mecánicas de la formación controlan el diseño de las
fracturas hidráulicas. La dirección de los esfuerzos indica la dirección de la
fractura hidráulica, ya que la misma es perpendicular a la dirección del esfuerzo
principal menor. La longitud de la fractura y su propagación están relacionadas
con la resistencia al corte y dureza de la roca.
3.3. Modelo geomecánico.
Los modelos para predecir la estabilidad de hoyo, pueden establecer aquellos
parámetros de perforación requeridos para optimizar el proceso de perforación y
reducir los problemas potenciales de inestabilidad de hoyo y sus subsecuentes
eventos no planificados, asociados a pérdidas de tiempo durante la perforación.
La dirección y trayectoria de hoyo, así como, la densidad y composición química
de los fluidos de perforación que son los parámetros de perforación más
importantes que se pueden establecer con estos modelos. Estos modelos deben
simular la evolución de los esfuerzos alrededor del hoyo, considerando todos los
factores que intervienen en la inestabilidad del hoyo, tales como, factores
externos, mecánicos y de interacción fluido-roca.
3.3.1. CARACTERIZACIÓN GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS.
Consiste en determinar la rigidez y resistencia de la roca para desarrollar
modelos constitutivos realistas, a través de ensayos de resistencia a la
compresión (Modulo de Young Estático “E”, Razón de Poisson Estático “v”,
Coeficiente de Biot, Modulo de Rigidez, Resistencia máxima a la compresión,
resistencia a la compresión uniaxial “UCS”) ensayos acústicos, modulo de young
dinámico, relación de poisson dinámico y ensayo de resistencia a la tracción.
3.3.1.1. PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS.
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas, en especial de
las lutitas, es de suma importancia para desarrollar relaciones constitutivas
realistas que permitan hacer diagnósticos apropiados para resolver o reducir los
problemas asociados durante la perforación. Están son:
Porosidad: Es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de
material; se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total
de la roca; entendiéndose por volumen poroso, al volumen total menos el
volumen de los granos o sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad puede
expresarse indistintamente en fracción o porcentaje. A medida que incrementa la
porosidad, el porcentaje de volumen de fluido incrementa mientras que el
volumen del esqueleto de la roca disminuye, resultando en un debilitamiento de
la roca. La porosidad se puede dividir en dos tipos: una porosidad absoluta y una
porosidad efectiva. La porosidad absoluta es la que considera el volumen total
de poros, estén o no interconectados. Por otra parte, la porosidad efectiva sólo
considera los poros que están interconectados.
Permeabilidad: Es la capacidad o facilidad que tiene el fluido para moverse
dentro de la roca a través de sus poros interconectados y/o red de fracturas,
cuando se encuentra sometida a un gradiente de presión. Por lo tanto, depende
tanto de la cantidad de poros como de las conexiones que existan entre ellos. El
incremento de permeabilidad puede también hacer a la roca ligeramente más
fácil de perforar, es decir, si la permeabilidad es muy baja las tasas de
penetración tienden a ser bajas. Una baja permeabilidad de la roca responde a
cambios en la presión absoluta del hoyo mientras que una alta permeabilidad
responde a cambios en la presión diferencial entre el pozo y la formación. Las
zonas de alta permeabilidad pueden tener una alta propensión a la pérdida de
fluido de perforación. Los factores que afectan la permeabilidad son los mismos
que afectan la porosidad efectiva, es decir: la presión de sobrecarga; el tamaño
y el grado de cementación y consolidación. La unidad de permeabilidad es el
darcy. Se dice que una roca tiene permeabilidad de un darcy cuando un fluido
con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro
por segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro.
Presión de Poro: La presión de poro de la formación es la presión ofrecida por
los fluidos contenidos en los poros de la roca. La presión de poro de la formación
es el parámetro que determina si un pozo está siendo perforado con técnicas de
perforación convencional o con técnicas de bajo balance. La presión de poro se
puede estimar a través de registros tales como: registros de resistividad,
sónicos, densidad/neutrón y rayos gamma, así como pruebas RFT y pruebas de
restauración de presión las cuales se realizan en areniscas.
Presión Normal de la Formación: Es igual a la presión hidrostática de una
columna de agua en la profundidad vertical de interés. El gradiente normal de
formación promedio es 0,465 Lpc/pie.
3.3.1.2. Propiedades mecánicas de las rocas.
Para realizar el cálculo de la ventana de lodo de perforación es necesario
estimar las propiedades mecánicas que rigen el comportamiento de las rocas y
los esfuerzos a los que éstas están sometidas, las cuales se presentan a
continuación:
Propiedades Elásticas de la Roca: La teoría de elasticidad lineal permite
establecer relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las
deformaciones resultantes. La deformación es la respuesta de la roca cuando
ésta es sometida a un esfuerzo, reflejándose en un cambio en su configuración
original. De acuerdo a la teoría de elasticidad lineal, la roca se deforma mientras
es sometida a un esfuerzo, pero retorna a su forma original cuando el esfuerzo
cesa. Bajo esta condición, la deformación es proporcional al esfuerzo aplicado
(Ley de Hooke). Por otra parte, cuando se aplica un esfuerzo a la roca superior
al límite elástico, la misma experimentará una deformación plástica. Bajo esta
condición, la roca retornará parcialmente a su forma original una vez que ese
esfuerzo haya cesado, es decir, le ocurre una deformación permanente. Si se
continúa aplicando el esfuerzo, la roca fallará (resistencia última). Lo
mencionado anteriormente se visualiza en la siguiente figura.
En determinados rangos de esfuerzos las rocas se comportan de manera
elástica, por lo que éste modelo es aplicable bajo ciertas condiciones. Dentro del
grupo de propiedades elásticas básicas se encuentran:
Módulo de Young (E): Este módulo cuando se mide por el método estático, es
determinado a través de un experimento de compresión uniaxial y está definido
como la relación entre el esfuerzo uniaxial aplicado y la deformación sufrida a lo
largo del eje de aplicación del esfuerzo, como se muestra a continuación:
(Ecuación Nº 1)
Si el módulo de Young es medido a través de un experimento dinámico,
entonces está definido según la siguiente relación:
(Ecuación Nº 2)
Figura Nº 6. Relación esfuerzo-
deformación.
Fuente: Marcano, A. (2001)
))(1)((2)( zvdzdzEd
E
zzzz
Relación de Poisson (): A partir del experimento de compresión uniaxial se
define la relación de Poisson como la relación que indica cuanto se dilata el
sólido en un eje con respecto a la contracción sufrida en el otro eje.
(Ecuación Nº 3)
Si dicho módulo se estima a partir de un experimento dinámico, se puede
obtener utilizando la siguiente relación:
(Ecuación Nº 4)
Anisotropía de la Roca: Usualmente, se asume que las rocas son isotrópicas, es
decir, que sus propiedades son independientes de la dirección en que sean
medidas. Sin embargo, hay rocas que claramente muestran un comportamiento
anisotrópico, como por ejemplo las lutitas. Estas son rocas sedimentarias de
estructura laminar, cuyas laminaciones se les denomina planos de buzamiento,
planos de sedimentación y en algunos casos, planos de estratificación. Estos
planos de buzamiento son conjuntos regulares visibles de tamaño de grano u
orientación que resultan de los procesos de deposición. Si la respuesta elástica
de un material es dependiente de la dirección para una configuración de
esfuerzos dada, entonces el material es anisotrópico. Los módulos elásticos
para un material anisotrópico son diferentes para diferentes direcciones en el
material. Una cantidad de trabajos experimentales y teóricos se han hecho en el
campo del comportamiento anisotrópico de las rocas. La siguiente figura
muestra un ejemplo de anisotropía intrínseca y producida por esfuerzos.
22
22
2
)2()(
VsVp
VsVpzvd
zz
yyv
Resistencia a la Compresión no Confinada (UCS): Es la resistencia a la
compresión ofrecida por el material cuando éste no está sometido a una presión
de confinamiento. La resistencia a la compresión no confinada es determinada
aplicando un ensayo de compresión uniaxial a una muestra de roca.
Cohesión: La cohesión se refiere a la fuerza que mantiene unidos los granos de
la formación productora e impiden el flujo libre. La roca adquiere su cohesión a
través de procesos diagenéticos como son los mecanismos de compactación,
cementación, recristalización y solución. Las rocas que han sufrido poco grado
de compactación y que no posee en muchos material cementante son
fácilmente disgregadas y se conocen como friables, este tipo de formaciones
se encuentran por lo general en formaciones someras no sometidas a un intenso
tectonismo. Otro factor que contribuye a la cohesión de la roca es la fuerza
capilar que se produce entre los granos de la roca y el fluido humectante.
Ángulo de fricción Interna: Este parámetro define la fricción intergranular de la
roca. El ángulo de fricción viene dado por la relación entre las resistencias al
corte y compresivas del material. Esto es determinado a través de ensayos
triaxiales que se realizan con núcleos de una misma profundidad, a varias
presiones de confinamiento.
Figura Nº 7. Ejemplos de anisotropía intrínseca (litología) y producida
por esfuerzos.
Fuente: Vázquez, A. (2001)
3.3.2. Ensayos geomecánicos de laboratorio.
Durante la vida de un pozo, los esfuerzos totales y las presiones de poro van
cambiando y, por lo tanto, la resistencia de la formación también está cambiando
continuamente. Basado en esto, es necesario conocer la deformación de la roca
cuando ésta es sometida a los esfuerzos, aún cuando no se haya excedido la
resistencia mecánica de la roca y haya ocurrido la falla.
3.3.2.1. Importancia de los ensayos geomecánicos.
El conocimiento de las propiedades mecánicas de las rocas de formación
constituye el primer paso en un análisis geomecánico. Aunque se pueden hacer
algunas pruebas de campo para determinar ciertos parámetros geomecánicos,
la mayoría de los resultados requieren de la utilización de núcleos y ensayos
especializados de laboratorio. Los ensayos geomecánicos de laboratorio
requieren de personal, equipos y técnicas especializadas que pocos laboratorios
en el mundo pueden ofrecer.
Las formaciones geológicas donde se encuentran los yacimientos están
formadas por rocas compuestas por granos minerales y poros llenos de fluidos.
Debido a la naturaleza porosa de las rocas, estas reaccionan no solo a los
esfuerzos totales, sino también a la presión de los fluidos en los poros. El
esfuerzo intergranular conocido como esfuerzo efectivo, es el que controla el
comportamiento de los materiales porosos (rocas y suelos) y viene dado por la
diferencia entre el esfuerzo total y la presión de poros. En ingeniería de petróleo,
los esfuerzos totales se deben a la profundidad (sobrecarga) y a los esfuerzos
tectónicos, mientras que la presión de poros es producto de la presión del fluido
en el yacimiento.
Con los ensayos geomecánicos de laboratorio se podrán medir varias
propiedades de las rocas de formación tales como: módulo de Young, relación
de Poisson, módulo volumétrico, resistencia a la tracción, resistencia a la
compresión, permeabilidad y comportamiento esfuerzo-deformación. En muchas
pruebas estáticas de compresión es posible hacer mediciones dinámicas por
acústica para calcular módulos dinámicos, los cuales serán comparados con
registros acústicos de campo para elaborar correlaciones núcleo-perfil. También
existen otros ensayos para determinar la magnitud y dirección de los esfuerzos
principales. Todos estos parámetros pueden ser determinados bajo diferentes
condiciones de esfuerzo y presiones de fluidos.
3.3.2.2. Ensayos de resistencia mecánica.
Compresión No Confinada: En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin
confinamiento hasta alcanzar su resistencia máxima como se observa en la
Figura Nº 8. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima, módulo de
Young y relación de Poisson. Es muy usado como ensayo para propiedades
índices.
Figura Nº 8. Principio del ensayo de compresión sin
confinar.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Ensayo Compresión Triaxial: En este ensayo se comprime un cilindro de roca,
bajo una presión de confinamiento constante, hasta llegar a su resistencia
máxima. Tradicionalmente se miden para una presión de confinamiento dada: la
resistencia máxima, el módulo de Young, la relación de Poisson, el
comportamiento esfuerzo deformación y la resistencia mecánica. Es utilizado
con otros ensayos triaxiales adicionales a diferentes presiones confinantes para
generar la envolvente de falla. Con equipo especializado es posible realizar
mediciones acústicas para calcular módulos dinámicos. Este tipo de ensayo se
realiza en una celda triaxial que permite someter la muestra a diferentes
condiciones de presión y temperatura para simular las condiciones de
yacimiento.
El ejemplo de una celda triaxial observa en la siguiente figura.
Figura Nº 9. Esquema de una celda triaxial para ensayos
geomecánicos.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Ensayo de Cilindro Brasileño: El ensayo de cilindro brasileño constituye un
efectivo y simple método para medir resistencia a la tensión de un material frágil.
Un ensayo estándar usa una sección diametral con el radio de la muestra
aproximadamente igual a su espesor. La siguiente figura muestra como se
realiza éste ensayo.
Ensayo para el Coeficiente de Biot: Este ensayo realizado en una celda triaxial
mide el coeficiente de Biot que describe la eficiencia de las presiones de fluidos
en contrarrestar los esfuerzos totales aplicados. Este importante
parámetro, que oscila entre 0 y 1, sirve para calcular los esfuerzos necesarios
para iniciar y propagar la fractura y también para elaborar correlaciones núcleo-
perfil. Este ensayo se realiza aumentando la presión confinante y la presión de
poros simultáneamente a una tasa constante, hasta que la presión de poros
alcance el valor de la presión de yacimientos.
Ensayo dureza de fractura: La dureza de fractura también conocida en la
literatura como factor de intensidad de esfuerzos, es una propiedad del material
que mide la resistencia a la propagación de la fractura. Esta propiedad juega un
papel importante en el diseño de fracturas hidráulicas como medio de
estimulación o como medio de control de arenas (Frac- Pack). En este ensayo
se comprime un cilindro de roca que contiene un orificio con muescas laterales.
Figura Nº 10. Esquema de un ensayo de compresión brasileño y las
fracturas generadas en la muestra.
Fuente: Vázquez, A. (2001)
Al ser sometido a compresión, estas muescas van a generar fracturas que
crecerán en función de las características de la roca y de la magnitud de los
esfuerzos. Este ensayo mide la resistencia a la propagación de la fractura en la
roca. La siguiente figura muestra el esquema de una muestra para éste ensayo.
3.3.2.3. Ensayos de compresibilidad.
Compresibilidad uniaxial: En este ensayo se comprime un cilindro de roca en
una celda triaxial y a medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión
de confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre axialmente.
Tradicionalmente se mide el módulo de compresibilidad uniaxial,
comportamiento esfuerzo deformación, cambios de permeabilidad por porosidad
y las relaciones entre porosidad y el esfuerzo efectivo. Esto simula la
compresibilidad de un yacimiento a medida que disminuye la presión de poros.
Compresibilidad uniaxial con agotamiento: Este ensayo se realiza disminuyendo
la presión de poros en una tasa constante hasta que se alcanza la presión de
agotamiento del yacimiento o la presión para proyectos de mantenimiento de
presiones.
Figura Nº 11. Esquema de una muestra para ensayo de dureza de
fractura.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Compresibilidad RTCM: Los ensayos de compresibilidad por tasas son utilizados
para generar parámetros para los modelos tipo RTCM (Rate Type Compaction
Model). El ensayo de compresibilidad RTCM se realiza en la misma forma
anteriormente descrita, pero con tasas controladas de deformación en el orden
de 10-6 y 10-7 deformaciones por segundo. Estas tasas son cambiadas a
valores establecidos y se obtienen los valores de fluido que bota la muestra.
3.3.2.4. Ensayo de compactación con reducción de permeabilidad.
Los ensayos de permeabilidad/compactación son realizados de manera parecida
a los ensayos previos. Estos ensayos someten a la muestra a una deformación
en la dirección axial, mientras que la tasa de flujo se mantiene constante en la
dirección horizontal.
3.3.2.5. Ensayo de compresibilidad con repteo (creep).
Antes de quitar la carga en algunos de los protocolos de ensayos descritos
arriba, se puede implementar una etapa con repteo. Se debe mantener la
presión de confinamiento, esfuerzo axial y presión de poro constante (todo
servo- controlado) y mantener estas condiciones de borde para un período de
tiempo adecuado. Este período de tiempo será determinado durante la etapa de
repteo del ensayo. Esto será determinado por la imposición de un pseudo-
equilibrio de la deformación volumétrica y/o axial y la expulsión del fluido del
poro.
3.3.2.6. Ensayos para la dirección de esfuerzos.
Ensayo ASR: El ensayo Anelastic Strain Relaxation (ASR) es un ensayo que
mide las deformaciones que sufre el núcleo debido a que los esfuerzos se
relajan cuando es llevado a la superficie. La relajación de esfuerzos produce
microfracturas proporcionales a la magnitud de los esfuerzos. Este ensayo se
realiza con un trozo del núcleo en sitio, lo más pronto posible a la extracción del
mismo, para poder tomar la mayor cantidad de lecturas de deformación. Los
valores de deformación medidos sirven para definir la dirección de los esfuerzos
principales mayores y la relación de las magnitudes entre ellos.
Ensayo DSA: El ensayo Differential Strain Analysis (DSA) es otro ensayo que
mide las deformaciones por relajaciones de esfuerzo en un cubo de roca
que se talla de un núcleo. Este núcleo es luego comprimido por un tiempo a
un esfuerzo mayor que el que tenía a la profundidad original. Luego el esfuerzo
es relajado y las deformaciones son medidas por galgas (strain gauges)
en las caras del cubo. La relajación de esfuerzos produce microfracturas
proporcionales a la magnitud de los esfuerzos. Esta prueba sirve para definir la
dirección de los esfuerzos principales mayores y la relación de las magnitudes
entre ellos.
Ensayos de Anisotropía Acústica: Los ensayos AAA (Accoustic Anisotropy
Analysis) y SWAA (Shear Wave Anisotropy Analysis) miden la anisotropía de
la roca por medios acústicos. Transductores ultrasónicos son colocados
alrededor del núcleo donde se miden las velocidades y amplitudes de las
ondas en diferentes sentidos. Las medidas acústicas varían debido a que las
velocidades son alteradas por las microfracturas que se producen durante el
relajamiento. Esta prueba sirve para definir la dirección de los esfuerzos
principales mayores y la relación de las magnitudes entre ellos.
3.3.2.7. Ensayos de campo complementarios.
Además de los ensayos de laboratorio en núcleos geológicos, resulta también
provechoso realizar ensayos de campo para complementar la información
geomecánica ya adquirida. Entre los ensayos de campo más importantes figuran
las pruebas de inyección microfrac y minifrac, donde es posible medir la
magnitud del esfuerzo principal menor. También resulta de mucha importancia
las pruebas de pozo para medir presión de fluidos en el yacimiento, ya sea por
herramientas de perfilaje (RFT, MDT, etc.) o por restauración de presión (DST,
Buildup, etc.). Estos valores de presión serán utilizados para determinar las
presiones de poros en los ensayos.
Adicionalmente, para elaborar correlaciones predictivas que permitan extrapolar
los valores puntuales de los ensayos de laboratorio hacia un análisis continuo
del pozo, se deben realizar corridas de herramientas de perfilaje acústico que
midan directamente el tiempo de tránsito de las ondas P y S, ya que se podrán
correlacionar valores estáticos y dinámicos de rigidez y resistencia.
3.3.3. Información geomecánica a partir de datos de campo.
Por ser el conocimiento de las propiedades mecánicas de las formaciones muy
importante en conexión con los problemas de estabilidad de hoyo, se disponen
de métodos para la medición y determinación de ellas. Además de los ensayos
geomecánicos de laboratorio, existen otros métodos a partir de los cuales se
pueden estimar las propiedades mecánicas, los cuales se basan en ensayos y
datos de campo, y pueden ser agrupados en dos categorías: herramientas de
perfilaje y métodos de campo.
3.3.3.1. Registros de rayos gamma
Los rayos gamma son ondas electromagnéticas de alta energía que son
emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Casi toda la
radiación gamma en la tierra es emitida por el isótopo radioactivo de potasio y
por elementos radioactivos de la serie del uranio y torio. El perfil de rayos
gamma mide la radioactividad natural de las formaciones, permite establecer las
diferentes litologías y efectuar la separación y clasificación de las formaciones,
generalmente en unidades geomecánicas.
En las formaciones sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido
de arcilla de las formaciones, porque los elementos radiactivos (torio, potasio y
uranio) tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias
tienen normalmente un nivel bajo de radioactividad, a menos que estén
contaminadas de cenizas volcánicas o rodados graníticos radioactivos, o cuando
las aguas de formación contienen sales disueltas de potasio.
Esta herramienta es utilizada para la determinación de la saturación de agua,
porosidad y litología. Los Gamma son generalmente expresados en unidades
API.
3.3.3.2. Registro neutrónico.
Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones
porosas y determinar su porosidad. Ellos responden principalmente a la cantidad
de hidrógeno presente en la formación. El neutron es expresado generalmente
en unidades de porcentaje (%).
El fundamento físico de este perfil es una fuente radioactiva que emite neutrones
de alta energía, estos neutrones chocan elásticamente con núcleos del material
de la formación, perdiendo energía en cada colisión. La mayor pérdida de
energía ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo de hidrógeno, ya que
éste tiene casi su misma masa, de esta manera la pérdida de velocidad depende
principalmente de la cantidad de hidrógeno en la formación.
El radio de investigación de esta herramienta depende de la porosidad. Se
puede decir que para porosidad cero la profundidad de investigación es poco
más de un pie. En pozos llenos de líquido y a porosidades más altas, el radio de
investigación es menor porque los neutrones son retardados y capturados más
cerca de la pared del pozo.
Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua. En
cambio el gas tiene una concentración mucho menor que varía con la
temperatura y la presión. Como consecuencia, cuando existe gas dentro de la
zona de investigación, el perfil neutrónico nos da lectura de porosidad
demasiado baja. En una formación de porosidad uniforme, estos registros
indican claramente contactos de gas - líquido.
Los dispositivos neutrónicos detectan todas las aguas presentes en la formación,
aun aquellas que no correspondan a porosidad alguna. Por ejemplo, detectan el
agua confinada o irreducible asociada con las lutitas. Por esta razón las lutitas
tienen un apreciable índice de hidrógeno y en formaciones arcillosas la
porosidad derivada de estos perfiles será mayor que la efectiva.
3.3.3.3. Registro de densidad de la formación.
El registro de densidad utiliza rayos gamma activos los cuales emplean la
dispersión de Compton de estos rayos para la medición de la densidad de los
electrones de la formación. Una vez efectuadas las correcciones por variaciones
litológicas, la densidad electrónica se convierte en densidad de masa. La
densidad es generalmente expresada en unidades de g/cc.
La densidad es útil tanto para calcular los parámetros o módulos elásticos, a
partir de los perfiles acústicos, como para obtener un estimado del esfuerzo
vertical o sobrecarga. La sobrecarga es obtenida a partir de la integración del
registro de densidad sobre la profundidad vertical del pozo, al menos en áreas
de baja actividad tectónica en las cuales el esfuerzo vertical es también
considerado como un esfuerzo principal.
Además de lo mencionado anteriormente, la determinación de la sobrecarga a
partir del registro de densidad ayuda a realizar un estimado de la presión de
poro. Sin embargo, debido al uso que se le da a este registro, es necesario que
éste sea tomado o corrido desde la superficie hasta el fondo del pozo para ser
aprovechado completamente.
El perfil de densidad puede ser afectado por la presencia de lutitas en las
formaciones, ya que las densidades de estas tienden a ser menores en
profundidades pequeñas donde las fuerzas de compactación no son muy
grandes y las lutitas dispersas o arcillas diseminadas en los espacios porales
pueden tener, en general, densidades algo menores que las lutitas intercaladas.
La densidad total de las lutitas va en aumento al haber una mayor compactación.
Sin embargo, en zonas con sobrepresión esta tendencia es invertida. Estas
zonas sobrepresionadas se deben a barreras que han impedido el escape de
agua durante el proceso de compactación. Debido a este exceso de agua las
lutitas con sobrepresión tienen poca compactación y sus densidades son
menores que las que les corresponden.
3.3.3.4. Registro de presión de poros
Se obtienen mediante el uso de una herramienta petrofísica conocida como
probador múltiple de formación, el cual es un sistema diseñado para medir la
presión de la formación a diferentes profundidades dentro de un hueco abierto.
Estas mediciones de presión también tienen aplicaciones para realizar un rápido
estimado cualitativo de permeabilidad de formación y capacidad de tomar
muestras de fluido de la formación.
El probador de formación tiene gran importancia en la geomecánica ya que el
principio de esfuerzos efectivos, que son los encargados de controlar el
comportamiento mecánico de la roca, toma en cuenta la presión de poro.
La presión de poro es un parámetro muy importante para evaluar la estabilidad
del hoyo. Esto se debe a que cualquier modelo constitutivo que sea utilizado
para regir el comportamiento de la roca, es muy sensitivo a éste parámetro.
3.3.3.5. Registro de resistividad.
La resistividad eléctrica y su inverso la conductividad eléctrica son cantidades
que caracterizan el transporte de carga eléctrica de un material; son propiedades
intrínsecas del mismo y no dependen de la geometría de la muestra. La
resistividad es generalmente expresada en unidades de ohm- metro mientras
que la conductividad es expresada en la unidad recíproca siemens/metro.
La conductividad eléctrica permite dividir a los sólidos en tres grupos:
Conductores: 105 108 S/m
Semiconductores: 10-7 10-5 S/m
Aisladores: s 10-7 S/m
Las rocas constituyen un agregado de minerales, es por ello que la
conductividad de la misma depende de la distribución geométrica de los
minerales, así como de la conductividad propia de cada uno. Una roca saturada
de fluidos puede ser modelada como un medio con dos componentes:
Granos sólidos: fracción de volumen de (1-) y conductividad s.
Agua salina: fracción de volumen de y conductividad w.
La conductividad del agua oceánica es aproximadamente diez órdenes
de magnitud mayor que la de los minerales de silicato, que son los mayores
constituyentes de las rocas de la corteza terrestre. Entonces es de esperarse
que si existe una cantidad de agua en los poros de los silicatos pueda haber un
incremento drástico de la conductividad. Las aguas que están presentes en el
espacio poroso contienen una gran cantidad de sales en solución. La
conductividad es proporcional a la concentración iónica.
3.3.3.6. Registros acústicos.
El perfil acústico es un registro de la profundidad contra t, que es el tiempo
requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de
formación. Este tiempo es el valor recíproco de la velocidad de una onda
compresional de sonido. Miden velocidades de propagación de ondas,
compresionales y de corte (Vp, Vs), y pueden ser utilizados para la estimación
de parámetros elásticos. Es usado en la evaluación de arenas arcillosas, en la
definición de la litología de las formaciones y en la determinación de la cantidad
de porosidad secundaria, el tiempo de tránsito integrado es útil para la
interpretación de registros sísmicos y de los datos de t se pueden estudiar
formaciones que tienen sobrepresión.
3.3.3.7. Pruebas microfrac
Al fracturar formaciones con estratos es importante conocer cual de los estratos
de la zona productora se fracturará más fácilmente y cual de las zonas de
fronteras pueden tener potencial para que la fractura crezca fuera de la zona.
El esfuerzo principal mínimo en un punto de la formación puede ser determinado
por un ensayo de inyección de microfractura. La microfractura es una fractura
pequeña creada por la inyección de un pequeño volumen de fluido. El esfuerzo
principal mínimo resulta indispensable en un estudio geomecánico para definir el
estado de esfuerzos, y es determinado del análisis de la caída de presión
después del cierre de la fractura, definiendo entonces este esfuerzo como la
presión requerida para mantener abierta una fractura.
Los ensayos de microfractura pueden ser realizados en hueco abierto o en
hueco entubado. Sin embargo, desde el punto de vista teórico, los ensayos
microfrac a hueco abierto son el método preferido para obtener el esfuerzo
principal mínimo, porque no existen interferencias del revestidor, del cañoneo o
del cemento. Con los ensayos microfrac a hueco abierto se puede obtener el
azimut de la fractura, correlacionando los datos de orientación del núcleo con la
fractura inducida recuperada.
Cuando se realiza un ensayo microfrac a hueco entubado, este procedimiento es
más simple y presenta la ventaja de permitir ensayos en formaciones frágiles o
pobremente consolidadas, pero el azimut de la fractura no puede ser
determinado ya que el revestidor, el cañoneo y la cementación pueden tener
algún efecto sobre los datos.
3.3.3.8. Pruebas minifrac
Es otro ensayo utilizado para calcular los esfuerzos horizontales de la formación.
A diferencia del ensayo microfrac, el cual se utiliza principalmente para
determinar la magnitud del esfuerzo horizontal menor, el propósito principal del
ensayo minifrac es obtener parámetros sobre los fluidos de fracturamiento para
optimizar el diseño de una fractura hidráulica.
El ensayo minifrac es realizado antes de un tratamiento de fractura hidráulica y
los parámetros que puede calcular son los siguientes:
Presión de cierre de la fractura y su tiempo de cierre asociado.
Eficiencia del fluido de fracturamiento.
Magnitud y tasa de cambio de la presión de inyección en función de la tasa de
bombeo y el fluido inyectado.
El minifrac trabaja a las mismas altas tasas que el fracturamiento hidráulico
principal (barriles por minuto), sin embargo no se utiliza agente de sostén que
mantenga la fractura abierta. También se utiliza el mismo fluido de
fracturamiento para poder calibrar los parámetros mencionados anteriormente.
3.3.3.9. Calliper de 4–6 brazos
Con éste se puede determinar la orientación del campo de esfuerzos. Corrido
desde la superficie permite determinar los posibles cambios de orientación en la
dirección del esfuerzo horizontal mínimo. El caliper es generalmente expresado
en unidades de in (pulgadas).
3.3.310. Registro de imágenes
Además del uso de los perfiles y ensayos de campo mencionados
anteriormente, también se deben emplear herramientas petrofísicas que midan
calidad y deformación del hoyo para distinguir dirección de óvalos "Breakouts".
Esto es generalmente hecho con registros de imágenes ultrasónicas, ya que son
bastante exactas para detectar rugosidades, fracturas inducidas y "Breakouts" lo
cual puede ser utilizado para determinar la dirección de los esfuerzos.
La herramienta ultrasónica de imágenes del pozo permite la observación
continua de las variaciones laterales y verticales de las formaciones con un
detalle que permite estudios tanto estructurales como estratigráficos. Este perfil
provee imágenes acústicas de las paredes del pozo con una cobertura de 360
grados en pozos perforados con lodos tanto resistivos como conductivos. El
registro de imágenes trabaja con frecuencias de 250 o 500 Khz con la finalidad
de obtener tiempo de tránsito y amplitud. Las frecuencias altas se utilizan para
obtener una mejor resolución y las frecuencias bajas se utilizan para obtener
lecturas en lodos muy dispersos. La velocidad de perfilaje puede variar entre 800
y 2100 pies/h, tomando en cuenta que mientras menor sea la velocidad de
perfilaje mejor será la resolución de la imagen.
Dentro de las principales aplicaciones que tiene el registro de imágenes se
encuentran las siguientes:
Análisis Estructural: Determinación de los planos de buzamiento inclusive bajo
condiciones severas de desviación. Confirmación visual del buzamiento
estructural y determinación de anomalías.
Evaluación de Fracturas: Discriminación entre fracturas naturales e inducidas y
determinación de sus parámetros direccionales (rumbo y buzamiento).
Estimación de porosidad y apertura.
Caracterización de Yacimientos: Estimación de barreras de permeabilidad,
identificación de texturas y análisis de capas finas.
Análisis de Esfuerzos: Estimación de las direcciones de esfuerzos horizontales
máximos y mínimos. Cálculo de ovalizaciones.
El objetivo de la interpretación de imágenes de pozos es la caracterización de
las propiedades de la formación, con la finalidad de asistir al geólogo/ingeniero
en la evaluación integral del yacimiento (o intervalo de interés) detectando la
presencia de posibles barreras de permeabilidad, ayudando al cálculo de los
porcentajes de arena total, como entrada en la planificación de la completación
del pozo y futuros trabajos de fracturamiento hidráulico.
Como fundamento en la interpretación de imágenes de pozo cabe mencionar
que las señales ultrasónicas registradas son codificadas con colores y
transformadas tomando como criterio que los eventos de alta velocidad se
codifican con colores claros y los eventos de baja velocidad se codifican con
colores oscuros. De manera tal que las arenas y calizas, por ser rocas duras,
son de alta velocidad y se presentarán de color claro, mientras que las lutitas,
carbones y dolomitas, por ser rocas de baja velocidad, se presentarán de color
oscuro.
3.3.4. Estimación de los esfuerzos in-situ
Antes de la perforación, las rocas en el subsuelo se encuentran originalmente en
un estado de esfuerzos en equilibrio. Estos esfuerzos naturales son conocidos
como estado de esfuerzos in-situ. Si por alguna razón las fuerzas cambian o se
distorsiona el equilibrio, tendrá lugar una corrección natural en el yacimiento
para restaurar la estabilidad. Ver Figura Nº 12.
A medida que se perfora un pozo se altera el equilibrio de los esfuerzos que
prevalecen en el yacimiento. Para compensar este equilibrio se utiliza la presión
hidrostática proporcionada por el fluido de perforación con la cual se trata de
equilibrar los esfuerzos ejercidos del yacimiento hacia el pozo. Dado que la
presión del lodo es uniforme en todas las direcciones, no es posible balancear
completamente los esfuerzos y en consecuencia, la roca alrededor del pozo se
distorsiona y puede fallar si la redistribución de los esfuerzos excede la
resistencia de la roca.
Alternativamente, la formación puede fallar por los esfuerzos de tensión y
compresión. Los esfuerzos de tensión dan lugar a un mecanismo de falla que
ocurre cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo toma
valores muy altos, originando esfuerzos sobre la pared del pozo que pueden
exceder la resistencia a la tracción de la roca. Esto provoca fracturas en la roca
a lo largo de un plano perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal
mínimo in-situ, lo cual podría acompañarse con pérdidas de circulación.
3.3.4.1. Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación.
A medida que se perfora el hoyo, el apoyo que suministraba la roca desaparece
y es reemplazado por presión hidrostática del fluido de perforación. Este cambio
altera los esfuerzos alrededor del hoyo. El esfuerzo, en cualquier punto sobre las
paredes del hoyo o en la cercanía, puede describirse ahora en coordenadas
cilíndricas: una componente de esfuerzo radial que actúa a lo largo del radio del
hoyo (r), una componente de esfuerzo tangencial que actúa alrededor de la
circunferencia del hoyo (), y una componente de esfuerzo axial que actúa
paralelo a la dirección del hoyo (z), tal y como se observa en la Figura Nº 13.
Los esfuerzos tangenciales, radiales y axiales describen el estado de esfuerzos
de la roca en la zona de las paredes del pozo. Normalmente estos esfuerzos son
compresivos y originan esfuerzos de corte en la roca, sin embargo pueden llegar
a ser esfuerzos de tracción dependiendo del peso del fluido de perforación, de
Figura Nº 12. Estado de esfuerzos in-situ, antes y después de la
perforación.
Fuente: Amoco (1996)
los esfuerzos in situ y de la trayectoria del hoyo. Para garantizar la estabilidad
mecánica de la roca estos esfuerzos deben ser lo más similares posibles.
Esfuerzos Principales: En un ensayo de compresión, una muestra de roca es
sometida a fuerzas compresivas actuando en tres direcciones con ángulos
rectos entre las mismas: una en la dirección longitudinal y las otras en
direcciones laterales (Figura Nº 14). Los tres planos perpendiculares sobre los
cuales estos esfuerzos actúan son conocidos como los planos principales, y los
tres esfuerzos son conocidos como los esfuerzos principales.
Figura Nº 14. Esfuerzos principales y planos principales.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Figura Nº 13. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca.
Axial z
Radial r
Tangencial
Tangencial
Radial r
Falla tensil debido a esfuerzo tangencial negativo
En orden descendente de magnitud, los esfuerzos principales se enumeran de la siguiente manera:
Esfuerzo Principal Mayor (1).
Esfuerzo Principal Intermedio (2).
Esfuerzo Principal Menor (3).
En muchos casos el esfuerzo principal mayor actúa en dirección vertical y los
esfuerzos principales intermedio y menor actúan horizontalmente a un ángulo
recto entre ambos. Muchos problemas de mecánica de rocas son considerados
en dos dimensiones y sólo los esfuerzos principales mayor y menor (1 y 3) son
usados. En el caso especial de simetría axial como en la compresión de
muestras cilíndricas, 2 y 3 son iguales.
3.3.4.2. Componentes de los esfuerzos in-situ.
Las componentes del campo de esfuerzos in-situ son: el esfuerzo horizontal
máximo, el esfuerzo horizontal mínimo y el esfuerzo vertical o de sobrecarga.
Esfuerzos Horizontales: Cuando la perforación se realiza cerca de estructuras
geológicas o en áreas tectónicas, los esfuerzos horizontales difieren y son
descritos como una componente de esfuerzo horizontal mínimo (h) y una
componente de esfuerzo horizontal máximo (H). El esfuerzo horizontal mínimo
normalmente es determinado por medio de ensayos "Leak-off extendido" o
minifrac. En el caso de la determinación de la magnitud el esfuerzo horizontal
máximo, esto resulta poco preciso hacerlo a partir de mediciones de campo. Por
esta razón, este valor puede ser estimado usando observaciones de falla en el
pozo y con la ayuda de modelos de comportamiento de la roca. Para esto, es
necesario el conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca, de la
sobrecarga, del esfuerzo horizontal mínimo, de la presión de poro, y de
información de la geometría del hoyo. Adicionalmente a la magnitud de los
esfuerzos in-situ, el análisis de estabilidad requiere conocer la orientación del
campo de esfuerzos, lo cual es posible determinando la dirección en que se
encuentra orientado uno de los esfuerzos horizontales.
Esfuerzo de Sobrecarga: El esfuerzo de sobrecarga es la presión ejercida sobre
una formación a una profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los
fluidos por encima de esta profundidad (Figura Nº 15). La mayoría de las
formaciones son formadas de una historia geológica de sedimentación /
compactación. Las formaciones pueden variar significativamente de la superficie
de la tierra a una profundidad de interés. Por ejemplo, la lutitas poco profundas
serán más porosas y menos densas que las lutitas a grandes profundidades.
Peculiarmente, se estima para la sobrecarga un valor entre 0,9 a 1,1 Lpc/pie,
pero para profundidades pequeñas el valor es mucho menor y en profundidades
más grandes es un poco mayor. El registro de densidad puede ser usado para
determinar el peso de la sobrecarga.
3.3.5. Factores geomecánicos que influyen en los esfuerzos in situ
3.3.5.1. Presiones de poro
Figura Nº 15. Componentes del Campo de Esfuerzos
In-Situ.
Fuente: Marcano, A. (2001)
La presión de poro es la presión que tienen los fluidos dentro de los poros de la
roca. Durante el proceso de compactación de la roca se expulsa el agua y se
observa una disminución de la porosidad. Si la velocidad de deposición no
excede la velocidad a la cual escapan los fluidos, entonces la presión de poro
que se desarrolla es igual a la presión hidrostática del agua de formación
llamada presión de formación normal. El gradiente de presión normal es de
0,465 psi/pie. Por otro lado, si el fluido de poro no puede escapar, la presión de
poro comienza a aumentar a valores por encima de las presiones normales.
Estas presiones son llamadas presiones anormales. Las lutitas son formaciones
que en ocasiones presentan presiones anormales. Las presiones de poro de
formaciones permeables, por ejemplo, las areniscas, disminuyen por
operaciones de producción normal (presiones subnormales por agotamiento).
Es conveniente señalar que en el caso de lutitas de baja permeabilidad el frente
de presión de poro se difunde con mayor rapidez que el frente de difusión iónica
y éstos, a su vez, con aún mayor rapidez que el frente de invasión del agua del
filtrado.
3.3.5.2. Esfuerzos efectivos.
Las formaciones geológicas están formadas por rocas compuestas por granos
minerales y poros llenos de fluidos. Debido a la naturaleza porosa de las lutitas,
éstas reaccionan no sólo ante los esfuerzos totales sino también ante la presión
de los fluidos en los poros. El esfuerzo compresivo efectivo viene dado por la
diferencia entre el esfuerzo total compresivo (s) y la presión de poro (p). La
presencia de un fluido de poro resulta en una disminución del esfuerzo
compresional. Si la presión de poro se incrementa lo suficiente, el esfuerzo
efectivo se puede reducir a tal punto que se puede producir una falla en la roca.
3.3.5.3. Polígono de esfuerzos.
Las rocas en la corteza terrestre presentan fallas, fracturas y discontinuidades
en muchas escalas y orientaciones y las magnitudes de los esfuerzos están
limitadas por la resistencia friccionante de estas discontinuidades planares. Es
decir, particularmente las diferencias entre el máximo y mínimo esfuerzo efectivo
in-situ, están limitadas por esta resistencia friccionante, tal que los procesos
geológicos que originan estos esfuerzos no pueden producir desigualdades
mayores entre los esfuerzos sin antes generar deslizamiento sobre la
discontinuidad y subsecuente relajación de los esfuerzos in-situ.
3.3.6. Régimen de esfuerzos.
Las componentes de esfuerzos horizontales pueden ser diferentes entre ellos y
diferentes al esfuerzo vertical. Dependiendo de las magnitudes relativas de cada
esfuerzo, se pueden definir tres regímenes: régimen de esfuerzo extensional o
normal, de deslizamiento o transcurrente y compresional. La importancia de
conocer el régimen de esfuerzos es que esto permite acotar la magnitud de los
esfuerzos in-situ, conjuntamente con la observación de modos de falla en los
pozos.
3.3.6.1. Régimen normal.
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical (v) es mayor que los dos
esfuerzos horizontales (H y h), es decir, v>H>h (Figura Nº 16).
Generalmente las fallas normales buzan paralelas a la dirección del esfuerzo
horizontal menor.
3.3.6.2. Régimen transcurrente.
Ocurre cuando el esfuerzo vertical es el esfuerzo intermedio, H>v>h (Figura
Nº 17). Bajo esta condición de esfuerzos, pueden ocurrir fallas transcurrentes.
Estas fallas son usualmente sub-verticales y su dirección puede mostrar un
ángulo con respecto a la dirección del esfuerzo horizontal mayor.
3.3.6.3. Régimen compresional.
Ocurre cuando el esfuerzo vertical es el menor de los tres esfuerzos, H>h>v
(Figura Nº 18). Las fallas inversas, en la cual un bloque se desliza sobre otro,
Figura Nº 16. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla
normal.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Figura Nº 17. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de
deslizamiento.
Fuente: Marcano, A. (2001)
pueden ocurrir bajo este régimen de esfuerzos. Estas fallas usualmente buzan
paralelas a la dirección del esfuerzo horizontal mayor.
3.3.7. Criterios de falla.
Para predecir la falla de la roca han sido desarrollados diversos criterios
experimentales, teóricos y empíricos. Generalmente, los criterios de fallas son
utilizados para generar la envolvente de falla, usualmente separando los estados
de esfuerzos estables e inestables y tomando en algunos casos una envolvente
de falla lineal.
3.3.7.1. Criterio de Falla de Mohr-Coulomb
La teoría de fallas se remonta a 1760, cuando el físico francés Charles de
Coulomb determinó que el esfuerzo de corte máximo ocurre en los planos a 45°
con respecto a la carga compresional. Sin embargo, observó que las fracturas
tendían a orientarse en ángulos menores. Concluyó entonces que esto se debía
a la fricción interna impuesta por los esfuerzos perpendiculares al plano de la
fractura, lo que a la vez aumentaba la resistencia cohesiva de los materiales.
Alrededor del año 1900, el Ingeniero Alemán Otto Mohr generalizó el criterio de
Coulomb y estableció las bases para los análisis actuales de las roturas de las
rocas. Expresó la falla simplemente como el esfuerzo de corte como función del
esfuerzo axial, en la cual la función depende del tipo de roca y posiblemente no
Figura Nº 18. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla
inversa.
Fuente: Marcano, A. (2001)
es lineal. Mohr exploró la naturaleza de dicha función comprimiendo muestras de
roca sometidas a esfuerzos variables, con el esfuerzo principal máximo siendo
siempre mayor que los otros dos esfuerzos principales.
Mohr observó que la función de las fallas podía describirse como la envolvente a
todos los círculos que podían trazarse utilizando como diámetro a los esfuerzos
máximos y mínimos en el punto de falla, conocidos como círculos de Mohr
(Figura Nº 19). Esta teoría aplicada al fallamiento de las rocas asume un campo
de esfuerzos bidimensional, donde los esfuerzos principales actúan en un plano
horizontal, uno de estos esfuerzos actúan en la dirección radial y el otro
tangencialmente. La técnica asume que los esfuerzos verticales son
despreciables y que la roca se comporta elásticamente al ser sometida a los
esfuerzos.
En la década de los años 20, Terzaghi identificó el efecto de la presión de fluido
en el medio poroso. Condujo experimentos con pares de muestras similares,
utilizando alta presión de poro en una de ellas y ninguna presión de poro en la
otra. Descubrió que el criterio de Mohr-Coulomb funcionaba correctamente
siempre que se sustrajera la presión de poro del esfuerzo, donde este parámetro
se conoce como esfuerzo efectivo.
Figura Nº 19. Envolvente de esfuerzos de Mohr.
Los esfuerzos efectivos son los que controlan el comportamiento mecánico de la
roca, y vienen dados por la diferencia entre el esfuerzo total y la presión de poro.
Si la presión de poro se incrementa lo suficiente, el esfuerzo efectivo se puede
reducir a tal punto que se puede producir una falla en la roca.
Como criterio de falla se puede adoptar el criterio de Mohr-Coulomb el cual
posee la ventaja de ser lineal (Figura Nº 20). Generalmente, el uso de este
criterio constituye el más simple de los criterios que separa las regiones de falla
(inestabilidad) y de estabilidad de un material sometido a esfuerzos de corte, así
como una aproximación conservadora en cuanto al peso de lodo requerido para
prevenir la falla por colapso del hoyo.
Otros criterios de falla son: el criterio de Drucker-Prager, que toma en cuenta el
promedio de los esfuerzos efectivos en corte y en compresión, ofrece estimados
de una naturaleza menos conservadora lo cual, en principio, se traduce en un
menor requerimiento del peso de lodo aunque puede sobrestimar la resistencia
mecánica de la roca; y el criterio de Hoek-Brown, que es más aplicado a
yacimientos naturalmente fracturados.
3.3.7.2. Mecanismos de falla de la roca.
Figura Nº 20. Representación del modelo de falla de
Mohr-Columb.
Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los esfuerzos
principales puede ser descrita en un círculo graficado en coordenadas
cartesianas, los esfuerzos normales en el eje de las abscisas y los esfuerzos de
corte en el eje de las ordenadas. La forma de utilizar este círculo, llamado círculo
de Mohr, para determinar el tipo de falla en la formación, se reduce a definir la
envolvente de ruptura a partir del material de falla, tomando como parámetro la
presión de sobrecarga, la presión de poros y el diferencial de presión entre la
formación y el pozo.
3.3.7.3. Tipos de fallas en las formaciones
Cohesión: Las fallas por cohesión son equivalentes a la erosión y ocurren
cuando el esfuerzo normal es igual a cero, en el gráfico de Mohr es el punto de
intersección de la envolvente de ruptura con el eje de las abscisas. Este tipo de
falla puede causar migración de finos y arenamiento.
Tensión: Las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente intercepta al eje de
las ordenadas en un valor de esfuerzo de corte igual a cero y los esfuerzos
pasan a ser negativos (esfuerzos de tracción negativos y esfuerzos de
compresión positivos). La distribución de esfuerzos alrededor del hoyo puede
llegar a ser negativa en diversos puntos de la pared dependiendo de los
esfuerzos in-situ y el peso de lodo. Un incremento del peso de lodo puede llegar
a inducir tracción y producir una fractura hidráulica. Además, cuando la tasa de
producción es muy alta crea un diferencial de presión alrededor del pozo que
induce esfuerzos de tracción y produce la falla por tracción de la formación.
Colapso de Poros: La presión de sobrecarga a la cual está sometida la
formación es soportada por los granos, que constituyen el esqueleto del sistema,
así como también por los fluidos contenidos dentro del espacio poroso, de tal
manera que el esfuerzo al cual está sometido el esqueleto mineral es una
fracción del esfuerzo total aplicado, el cual se denomina esfuerzo efectivo. El
esfuerzo efectivo al que está sometido el material aumentará a medida que se
reduce la presión de poros y puede llegar a producir la rotura del esqueleto
mineral colapsando los poros.
Corte o Cizallamiento: Las fallas de corte ocurren cuando la combinación de
esfuerzos intercepta la envolvente de ruptura. La resistencia al corte de
materiales porosos es variable y aumenta linealmente con los esfuerzos
compresionales.
La siguiente figura resume cada uno de los mecanismos de falla y su
localización con respectoo a la envolvente de Morh-Coulomb.
3.4. Estabilidad de hoyo.
La perforación de un hoyo cilíndrico y la penetración de fluidos de perforación en
la formación causan fenómenos físicos y químicos que afectan la estabilidad del
pozo que está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos fenómenos
para buscar la forma de compensar algún tipo de alteraciones de las
propiedades in situ (Figura Nº 22).
1 – Falla por
Cohesión
4 – Falla por Tensión
Tensión Compresión
C 0 T 0
Cond.
Inicial
2 – Falla por
corte
Inestable
Estable
Esfuerzos de corte
3 – Falla por colapso de poro
Esfuerzo Normal
Efectivo
(C = o )
1 – Falla por
Cohesión
4 – Falla por Tensión
Tensión Compresión
C 0 T 0
Cond.
Inicial
2 – Falla por
corte
Inestable
Estable
Esfuerzos de corte
3 – Falla por colapso de poro
Esfuerzo Normal
Efectivo
(C = o )
Figura Nº 21. Mecanismos de falla y su localización con respecto a la
envolvente de
falla de Mohr-Coulomb.
Al ser introducidos fluidos extraños a la formación se genera una alteración de la
presión de poro, creando una presión elevada y localizada, una reducción de la
fuerza de cohesión de la formación que depende básicamente de la interacción
del fluido con la matriz de la formación así como cambios de las fuerzas
capilares, es por ello que debe realizarse un estudio previo de las condiciones
mecánicas del hoyo, para poder determinar así que tipo de fluido pueden
introducirse en él. Cuando la estabilidad de un pozo es afectada se producen
fenómenos físicos como fracturamiento de la roca, cizallamiento, deformación
plástica y pérdida de fluido que pueden generar un colapso o derrumbe del hoyo,
es por ello que a partir del cálculo de los esfuerzos in situ, resistencia de la roca
y criterio de fracturamiento bidimensional de Mohr – Coulomb se pretenden
calcular los límites inferiores y superiores del peso del lodo de perforación
necesario para que estos fenómenos no ocurran.
Existen otros síntomas indirectos de problemas de inestabilidad de hoyo tales
como alto torques, apoyos y arrastres, atascamiento de la tubería, revestidores o
herramientas de registros. Estos síntomas pueden ser causados por colapsos de
hoyo, especialmente en hoyos altamente inclinados u horizontales. La ausencia
o disminución de la circulación, así como, el aumento de densidad del fluido por
incremento de sólidos de perforación puede indicar la presencia de un
atascamiento de tubería debido al derrumbe el hoyo (Figura Nº 23). El exceso de
OVALIZACIÓN
OVALIZACI
ÓN
Figura Nº 22. Esquema de los factores que influyen en la
estabilidad de hoyo.
Fuente: PDVSA Intevep
ripio o derrumbes puede deteriorar las propiedades del fluido por exceso de
sólidos. También tenemos que las vibraciones de la sarta de perforación, así
como los impactos laterales a las paredes pueden provocar la falla del hoyo.
La inestabilidad del hoyo puede originarse tanto por esfuerzos inducidos por la
perforación, los cuales son relativamente altos comparados con la resistencia de
la formación, o por interacciones del fluido de perforación con la lutita, o bien por
una combinación de estos dos factores. También pueden intervenir factores
externos que dependen del diseño de pozo y que son atribuibles al diseño y
planificación del mismo, tales como vibraciones de la sarta, fluctuaciones de
presión en el anular, densidad del fluido de perforación, dirección y trayectoria
del pozo.
3.4.1. Estabilidad geomecánica
La estabilidad del hoyo desde el punto de vista geomecánico depende de una
combinación de factores como la geometría del hoyo (azimut e inclinación), la
presión de poro de la formación, la magnitud y dirección de los esfuerzos a los
que se encuentra sometida la formación, las propiedades mecánicas de la roca y
la densidad del fluido de perforación. La inestabilidad mecánica es producto de
los esfuerzos inducidos durante el proceso de perforación, los cuales son
debidos a:
Figura Nº 23. Esquematización de problemas de inestabilidad de
hoyo.
Fuente: PDVSA Intevep
El proceso de perforación, el cual altera el estado de esfuerzos que
originalmente tiene la formación que va a ser perforada.
La presión hidrostática ejercida por el fluido de La perforación, al igual que su
tiempo de exposición y su interacción con la formación.
Los cambios de temperatura.
La remoción de la roca durante el proceso de perforación afecta el estado de
esfuerzos alrededor del hoyo. Las componentes del campo de esfuerzos
inducidos en las cercanías del hoyo (Figura Nº 24) en coordenadas cilíndricas
son:
Esfuerzo Tangencial (): Este esfuerzo actúa alrededor de la circunferencia
del pozo. Depende de la presión en el hoyo, de la magnitud y orientación de los
esfuerzos in-situ, de la presión de poros y de la dirección e inclinación del hoyo.
Para un hoyo vertical con esfuerzos horizontales iguales, el esfuerzo tangencial
es dependiente del peso de lodo y de la magnitud de los esfuerzos horizontales
y es igualmente distribuido alrededor del hoyo. Un hoyo desviado o una
condición de anisotropía de los esfuerzos horizontales crean una desigual
distribución del esfuerzo tangencial alrededor del hoyo debido a las condiciones
de borde anisotrópicas. El esfuerzo tangencial es máximo en el lado del hoyo
perpendicular al esfuerzo horizontal máximo.
Esfuerzo Axial (z): Este esfuerzo está orientado a lo largo de la trayectoria
del pozo. Éste depende de la magnitud y orientación de los esfuerzos in-situ, de
la presión de poros y de la dirección e inclinación del hoyo. El esfuerzo axial no
se ve afectado directamente por la densidad del fluido de perforación. En un
hoyo vertical con esfuerzos horizontales iguales el esfuerzo axial es igual al
esfuerzo vertical, mientras que en un pozo desviado el esfuerzo axial depende
de la sobrecarga y de los esfuerzos horizontales.
Esfuerzo Radial (r): En pozos verticales, este esfuerzo actúa a lo largo del
radio del hoyo y es la diferencia entre la presión en el hoyo y la presión de poro.
Esta diferencia de presiones actúa perpendicular a la pared del hoyo.
Los esfuerzos tangenciales, radiales y axiales describen el estado de esfuerzos
de la roca en la zona de las paredes del pozo. Normalmente estos esfuerzos son
compresivos y originan esfuerzos de corte en la roca, sin embargo pueden
llegar a ser esfuerzos de tracción dependiendo del peso del fluido de
perforación, de los esfuerzos in-situ y de la trayectoria del hoyo. Para garantizar
la estabilidad mecánica de la roca estos esfuerzos deben ser lo más similares
posibles. La figura que se muestra a continuación indica un ejemplo de la
magnitud de los esfuerzos axial y tangencial en la pared del hoyo.
Figura Nº 24. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en
el hoyo.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Esfuerzo
axial - z
Esfuerzo
radial - r
Esfuerzo
tangencial -
Ph
A continuación se nombran algunos parámetros de perforación que afectan
directamente los esfuerzos descritos y que pueden ser controlados para lograr la
estabilidad mecánica del hoyo:
Densidad de Lodo (MW) y Densidad Equivalente de Circulación (ECD): El
efecto de la densidad de lodo es directo en los esfuerzos tangencial y radial en
la pared del hoyo. La magnitud del esfuerzo tangencial es inversamente
proporcional a la densidad de lodo y la del esfuerzo radial es
directamente proporcional a la densidad de lodo. El resultado en la estabilidad
del hoyo es dependiente de la magnitud con que se incremente o disminuya la
densidad del lodo.
Revoque y filtrado del hoyo: El revoque juega un papel importante en la
estabilización de formaciones permeables. Un revoque ideal aísla los fluidos del
hoyo de los fluidos de poro próximos al hoyo. Esto es importante para la
estabilidad del hoyo y ayuda a prevenir la pega diferencial en el pozo. El
revoque y el tiempo que éste toma para formarse son controlados por la
composición química del lodo y la permeabilidad de la formación.
Trayectoria del pozo (Inclinación y azimut): Esto tiene gran impacto en la
estabilidad del hoyo, ya que influyen en la distribución de los esfuerzos
tangencial y radial.
Figura Nº 25. Magnitud de los esfuerzos efectivos axial y tangencial en la
pared del hoyo.
Fuente: Marcano, A. (2001)
Prácticas operacionales de perforación y limpieza del hoyo.
Por otra parte los parámetros de perforación que no son controlables durante el proceso son:
Resistencia de la roca.
Formaciones más propensas a problemas de inestabilidad, como las
lutitas.
Condiciones desfavorables de esfuerzos in-situ y estructurales de la
estratigrafía, como por ejemplo fallas y altos buzamientos.
3.4.2. Estabilidad química.
La estabilidad química está fundamentada en el control de la interacción entre el
fluido de perforación y la roca. Usualmente, esto es mucho más problemático
cuando se perforan formaciones lutíticas. Las lutitas son rocas sedimentarias de
granos finos con una permeabilidad muy baja y compuesta principalmente de
arcillas minerales. Un factor que distingue las lutitas de otras rocas es su
sensibilidad al agua contenida en los fluidos de perforación. Mientras la lutita es
perforada, una secuencia de eventos se hacen presentes y pueden ser
responsables del debilitamiento y eventualmente falla de la lutita. Varios
parámetros contribuyen con la estabilidad química de las lutitas, como lo son: la
ósmosis, efectos capilares, difusión de presión, advección e hinchamiento-
hidratación.
3.5. Problemas frecuentes relacionados con la perforación de pozos y asociados
a la estabilidad de hoyo.
3.5.1. Atascamiento de la tubería por la formación (ojo de llave).
El ojo de llave se forma cuando la tubería de perforación, al estar en tensión o
rotación, va socavando las paredes del hoyo y formando un hoyo circular cuyo
diámetro es aproximado al de la tubería. El atascamiento ocurre cuando al tratar
de sacar la tubería, los portamechas por ser de mayor diámetro no pueden pasar
por ese punto.
3.5.2. Pega de tubería.
Es una interrupción en las operaciones programadas, cuando las fuerzas de
arrastre excesivas impiden sacar la sarta de perforación del hoyo. Entre las
causas que han originado problemas de pega de tubería en el campo se
encuentran:
Por Presión Diferencial: Muchos de los problemas de pega de tubería son
causados por efecto de la presión diferencial. Las presiones excesivas a través
de las zonas permeables de baja presión pueden provocar que la tubería de
perforación o el revestidor se queden pegados al revoque o a la pared del hoyo.
La causa mayor de las pegas por presión diferencial es un excesivo sobre
balance en las zonas permeables; pudiendo ser el resultado de una limpieza
inadecuada del hoyo y/o de una alta velocidad de penetración, provocando un
incremento de la densidad del lodo en el espacio anular.
Pega por Geometría del Hoyo: Se pueden dar por cambios bruscos en el ángulo/
dirección del hoyo, diámetro del hoyo, o un aumento en la rigidez del
ensamblaje que no permite el paso de la sarta. El mecanismo se caracteriza por
el movimiento de la sarta hacia arriba o hacia abajo justo antes de pegarse. La
presión de circulación no será afectada debido a que no hay cambio de diámetro
en el anular.
Empaquetamiento del Hoyo: Son fragmentos de formación de pequeños a
medianos, cemento y desperdicios que se asientan alrededor de la sarta de
perforación, impidiendo la circulación y dejando poca probabilidad de
movimiento de la sarta. El empaquetamiento puede ser causado por: ineficiente
limpieza del hoyo, inestabilidad del hoyo, falla en la cementación, cemento sin
fraguar, etc.
Puentes en el Hoyo: Son fragmentos de mediano a grande de formación,
cemento o desperdicios, que se adhieren a la sarta, restringiendo la circulación
con poco o ningún movimiento de la misma.
3.5.3. Torque.
Es la fuerza por unidad de longitud aplicada para hacer rotar o girar un cuerpo.
El torque para cualquier punto de interés en la sarta incluye: el torque de la
mecha (el cual es función del peso sobre la mecha, revoluciones por minuto
(RPM), tasa de penetración (ROP), tamaño y tipo de mecha) más el torque
aplicado a la sarta, de esta manera se obtiene el torque total en cualquier punto
de ésta.
3.5.4. Arrastres y Apoyos.
Es la fuerza opuesta al movimiento cuya magnitud depende de la normal y del
coeficiente de fricción entre el plano inclinado y la superficie de la sarta que está
siendo soportando por la formación.
Una de las limitaciones mecánicas de la sarta de perforación en pozos
direccionales, es la presencia de excesivo torque, arrastre y apoyo. Una vez que
el arrastre se convierte en excesivo, el control del azimut mientras se direcciona
la sarta de perforación tiene generalmente mucha dificultad, y en el peor de los
casos se hace imposible. L a eficiencia de la perforación se declina debido a la
pobre transferencia de peso hacia la mecha y la fatiga de la sarta de perforación
puede convertirse en severa debido a las altas condiciones de torque. Los
riesgos de pega de tubería se incrementan sustancialmente, debido a la pérdida
de capacidad de tensión de la sarta de perforación.
Los factores que influyen en el torque, arrastre y apoyo son los siguientes:
El punto de Arranque (K.O.P), es frecuentemente el principal factor que
influye en el torque y arraste de un pozo, esto se debe a que patas de perros
poco profundas, combinadas con la tensión de la tubería, causan una alta
fuerza normal provocado de esta forma la presencia de altos torques y arrastres
en ese punto.
Severidad de la pata de perro, el cambio en la inclinación y en el azimut
influye en la fuerza normal que actúa sobre la tubería. El amplio cambio en
cualquiera de los dos, significa que incrementará la severidad de pata de perro,
por lo tanto aumentara la fuerza normal y esto incrementará el arrastre en ese
punto.
Cama de ripios: no hay previsiones en los modelos matemáticos para la
influencia local de una cama de ripios, debido a que ésta cambia localmente el
coeficiente efectivo de fricción y se puede modelar solo si la localización,
longitud y factor de fricción de la cama de ripio son conocidos.
Herramientas de perforación, nuevamente no hay previsiones en loa modelos
matemáticos para medir el impacto de una herramienta de perforación
individualmente.
3.5.5. Embolamiento de la mecha.
El embolamiento de la mecha ocurre cuando los recortes arcillosos se adhieren
a esta y esto dependerá de las características de resistencia y de plasticidad de
los recortes, los cuales son función del contenido de agua y de arcilla que ellos
poseen, tal y como se observa en la siguiente figura.
Dependiendo del contenido de agua, las arcillas pueden presentar tres
comportamientos: una zona seca, una zona plástica y una zona líquida. En la
zona seca, no se presentan problemas de adhesión a la mecha. Por otra parte,
en la zona líquida, la arcilla posee una resistencia muy baja y puede retirarse de
la mecha por el mismo flujo del lodo. En la zona plástica es donde se presenta el
problema de adhesión a la mecha. Ante este comportamiento, Van Oort propone
tres soluciones:
Deshidratar los recortes, de modo de desplazar el comportamiento de la
arcilla que contienen los mismos a la zona seca (a través de la deshidratación
osmótica de los recortes).
Hidratar los recortes, de modo de desplazar el comportamiento de la arcilla
que poseen los recortes a la zona líquida (empleando fluidos dispersantes).
Dispersar o recubrir los recortes con un surfactante de modo que este
compuesto los vuelva hidrofóbicos, evitando que se adhieran entre ellos o sobre
la mecha. En el campo, se ha observado que la inclusión de un bajo porcentaje
de gasoil o de aceite sintético puede reducir el problema de embolamiento de la
mecha.
3.5.6. Pérdidas de circulación.
Figura Nº 26. Esquematización del embolamiento de
mecha.
Fuente: PDVSA Intevep
Es la pérdida de lodo hacia la formación, esto implica que el volumen del
lodo que retorna a la superficie puede ser muy poco o nada, estos casos se dan
en las pérdidas totales o parciales. Algunas causan para que se origine una
pérdida de circulación son las siguientes: formaciones no consolidadas o de alta
permeabilidad, formaciones fracturadas naturalmente o inducidas, zonas
cavernosas o con cavidades, alta densidad de lodo frente a estas formaciones,
etc.
El estudio de la estabilidad del hoyo puede realizarse durante la etapa de
perforación o durante la producción. En ambos casos se trata de analizar y
comparar los esfuerzos inducidos alrededor del hoyo con la resistencia de la
roca. Los esfuerzos inducidos alrededor del hoyo están controlados
fundamentalmente por la magnitud de las diferentes componentes de esfuerzos
en sitio, por la orientación del pozo, las propiedades de la roca, la presión de
fluido de yacimiento, el peso de lodo y la temperatura, estos parámetros se
pueden obtener a través de estudios geomecánicos.
3.6. Ventana operacional.
Desde el punto de vista geomecánico, la perforación de un pozo petrolero tiene
como una consecuencia inmediata la generación de una distorsión en el campo
de esfuerzos a las cuales se encuentra sometida la roca en su estado natural.
En efecto, producto de la remoción de la roca por parte de la mecha de
perforación, se genera una pérdida de sustentación en la roca inmediatamente
alrededor a las paredes de hoyo. Esta pérdida de sustentación se manifiesta en
la generación de esfuerzos que actúan tangencial y radialmente, induciendo a la
vez esfuerzos de corte.
En la Figura Nº 27, se muestra en forma esquemática la variación de la magnitud
del esfuerzo en función de distancia del centro de un pozo vertical de acuerdo
con un modelo elástico lineal. Allí, se observa cómo se genera un incremento en
la magnitud de los esfuerzos de la roca ubicada sobre la pared del pozo. Esta
concentración de esfuerzos es una función de la distancia y a medida que se
aleja de la pared del pozo esta concentración de esfuerzos se disipa,
igualándose a los esfuerzos locales. Sin consideraciones de algún otro tipo de
efecto, si estos esfuerzos inducidos sobre la roca son superiores en magnitud a
la resistencia mecánica, es de esperar una falla o fractura de la roca que
eventualmente conduzca al desprendimiento de las paredes del hoyo. El
desprendimiento de roca produce de forma inmediata el incremento del diámetro
del pozo, mientras que la acumulación en el fondo de pozo de los cortes o
desprendimientos puede generar problemas de pega de tuberías. Ambos
fenómenos, constituyen manifestaciones típicas de problemas de estabilidad.
En la práctica, la roca removida durante una operación de perforación es
reemplazada con un fluido o lodo de densidad conocida. El peso del lodo tiene
como principal función el ejercer una presión suficiente para sostener las
paredes del hoyo y, adicionalmente, la de prevenir el influjo de los fluidos de la
formación. Así, uno de los objetivos del análisis de estabilidad es el de
establecer cuál es el peso mínimo o gradiente necesario que evite que los
esfuerzos inducidos excedan la resistencia mecánica del material, siendo este
peso una función de los parámetros característicos de la roca y de las
condiciones naturales de los esfuerzos a los cuales ésta está sometida en el
yacimiento.
Figura Nº 27. Variación de los esfuerzos sobre las paredes de un pozo antes y después de la perforación.
Fuente: Pdvsa-Intevep
Simultáneamente con la existencia de un peso mínimo, las paredes del hoyo
están sometidas a una presión radial ocasionada por el peso del fluido. Este
peso de fluido debe ser tal que no exceda la resistencia a la tracción de la roca y
que pueda ocasionar la fractura de la formación o un colapso por exceso de
presión. Un peso excesivo puede además de fracturar la roca, ocasionar una
pérdida de circulación que de origen a una arremetida o blowout por reducción
de la columna hidrostática que contiene a los fluidos de formación. Como se
puede demostrar, este límite también es una función de las características
mecánicas de la roca y del estado de esfuerzo en el cual se encuentra sometida.
Ambos límites, tanto el peso necesario para prevenir el colapso del hoyo como el
peso máximo que no ocasione la fractura o el colapso superior de la formación,
definen la ventana operacional a la cual equivale al peso del lodo óptimo para la
prevención de los problemas de estabilidad.
Ambos parámetros son críticos y un alto porcentaje de los problemas de
estabilidad tienen su origen fundamental en el no tomar en cuenta en la fase de
diseño del pozo (su trayectoria, profundidades de asentamiento de revestidores,
entre otros factores), los límites naturales que deben ser observados al momento
de la ejecución de las operaciones de perforación.
Como en todo proceso de diseño, el análisis de estabilidad de hoyos persigue
establecer las condiciones óptimas en las cuales la diferencia entre el límite
superior e inferior es mayor, de forma tal de poder facilitar la completación
exitosa de la operación de perforación.
3.6.1. Aplicación al diseño de la trayectoria de pozos.
Como es posible prever, un número de factores pueden influenciar el análisis de
estabilidad. En la Figura Nº 48, se muestra el efecto de la inclinación de un pozo
sobre la diferencia entre el peso de lodo mínimo y el peso de lodo máximo para
la perforación de un pozo horizontal. En la generación de esta figura se ha
empleado un modelo en el cual el ordenamiento relativo de los parámetros que
describen el campo de esfuerzos, es decir, la magnitud del esfuerzo vertical o de
sobrecarga (σV) y la magnitud de los esfuerzos horizontales máximos y mínimos,
σH y σh, respectivamente, es σV>σH>σh. Estos tres parámetros, junto con la
dirección del esfuerzo horizontal mínimo con respecto al norte geográfico o
azimuth, definen el campo de esfuerzos al cual se encuentra sometido el
yacimiento.
Como se observa en la Figura Nº 28, a medida que se desvía el pozo (aumenta
el ángulo con la vertical) la ventana operacional experimenta una reducción
significativa en la diferencia existente entre el peso de lodo mínimo y el peso de
lodo máximo con el cual se puede perforar una determinada formación. Al tomar
en cuenta estos factores en un diseño de pozo, se establece la inconveniencia
de desviar el pozo más allá de los 60° grados de desviación, pues de lo contrario
se arriesga generar una fractura inducida, con el consecuente riesgo de una
pérdida de circulación. Por el contrario, una reducción del peso de lodo
produciría un colapso de las paredes debilitándolas con el riesgo del derrumbe
de las paredes del pozo, entre otras posibilidades.
Figura Nº 28. Variación de la ventana operacional en función de la desviación de un pozo.
Fuente: Pdvsa-Intevep
Además, del efecto de la magnitud del campo de esfuerzos, una consecuencia
similar se puede observar al tomar en cuenta la dirección (azimuth) del esfuerzo
mínimo horizontal.
En general, el campo de esfuerzos puede experimentar variaciones con la
profundidad. Es común observar situaciones en las cuales a medida que
aumenta la profundidad se observan variaciones en el ordenamiento relativos de
los esfuerzos. Para efectos de ilustración en la Figura Nº 29, se muestras las
consecuencias prácticas de estas variaciones en el campo de esfuerzo sobre la
trayectoria de un pozo horizontal. Típicamente, en la sección superficial, el
ordenamiento relativo de los esfuerzos corresponda a σV>σH>σh, lo que señala
que la condición óptima corresponde a la perforación de una sección vertical.
Este efecto también puede deducirse de la Figura Nº 28, pues corresponde al
caso en el cual la ventana operacional es máxima. A medida que aumenta la
profundidad se presenta un cambio en este ordenamiento, ahora σH>σV>σh. En
este caso, la dirección (azimuth) del esfuerzo mínimo horizontal juega un papel
fundamental. Un cálculo similar al empleado para generar los datos de la Figura
Nº 28, muestra que la situación en la cual la ventana operacional es máxima,
corresponde a la desviación del pozo en la dirección mostrada bajo este régimen
de esfuerzos. Posteriormente, y a la profundidad del yacimiento se observa de
nuevo un cambio en el ordenamiento de los esfuerzos (σH>σh>σV) y en la
dirección de σh, y una vez más, por diseño, conviene un nuevo cambio en la
dirección del hoyo como indica la Figura Nº 29.
Figura Nº 29. Ejemplo de la trayectoria de un pozo diseñada en función
de las variaciones del campo de esfuerzo.
f
3.7. Geopresión.
Los desafíos de perforación derivados de una presión poral anormal cuestan
millones de dólares a la industria del petróleo y gas y posibles riesgos a la
seguridad, la salud y el medio ambiente. Presgraf ofrece una solución integrada,
adaptable y configurable de producto de computadora personal para dominios
de ingeniería y geociencia de exploración y producción que requieren
pronóstico, análisis e interpretación de geopresiones para la planificación
preliminar a la perforación, análisis posterior a la perforación y observación
durante la perforación. Presgraf es una herramienta integrada para el
pronóstico, análisis e interpretación de geopresión que se ejecuta en el sistema
operativo Windows® PC para ingenieros de perforación, geólogos, geofísicos,
petrofísicos y especialistas en presión poral. La presión poral, la gradiente de la
fractura y otros parámetros de geopresión se calculan a partir de los datos
sísmicos y de datos 1D, 2D y 3D. Presgraf contiene programas de utilidad
avanzados para evaluar las rocas productivas de los registros de pozos; tipo de
hidrocarburo, altura de la columna y flotabilidad de las mediciones de presión de
la formación; e inclusión de los efectos de esfuerzo tectónico con tendencia de
compactación y gradiente de la fractura hidráulica.
del equipo de perforación con su accesibilidad de datos en OpenWorks®,
DEX™ y ASCII, representación tridimensional vía integración con 3D Drill
View™ de Landmark, acceso a datos de perforación en tiempo real de
MWD/LWD vía el producto OpenWire™ (cargador de datos de WITSML™ a
OpenWorks) de Landmark y la interfaz DEX con el conjunto de aplicaciones de
Perforación y Servicios de Pozos de Landmark. La integración de OpenWorks
permite utilizar el flujo de trabajo con las líneas de productos geocientíficos
Unix/Linux de Landmark. Las categorías de datos de entrada de Presgraf
incluyen las medidas Presgraf ofrece una solución adaptable y poderosa para la
oficina y para el sitio de peso de lodo y presión de la formación, curvas de
registro, velocidades sísmicas derivadas y presiones capilares. Los resultados
de Presgraf se pueden presentar mediante despliegues bidimensionales y
opciones avanzadas de cubos de presión en 3D y curvas de geopresión en 3D.
Presgraf es una tecnología diseñada por BP y licenciada a Landmark Graphics
Corporation.
CAPITULO IV
MARCO METODOLÓGICO
En toda investigación a realizar se deben estudiar todos aquellos detalles
relacionados con la recolección, elaboración y análisis de los datos a fin de
adaptarse al tipo de problema planteado, y a los objetivos establecidos.
En el siguiente capítulo se describe el tipo de investigación, las técnicas y los
procedimientos que serán utilizados para recabar los datos pertinentes que
permitirán generar el modelo de estabilidad de hoyo en Área 7 Alto de Ceuta.
4.1. Tipo de investigación.
El tipo de investigación depende del propósito de la misma, del conocimiento a
obtener y de la estrategia adoptada por el investigador en la investigación.
4.1.1. Según el propósito de la investigación.
En cuanto al propósito de la investigación “Generación del modelo geomecánico
que permita optimar la perforación de los pozos de Área 7 Alto de Ceuta”, está
ubicado dentro de las investigaciones básica-aplicada, puesto que se usarán los
resultados para resolver problemas que se presentan en los pozos una vez
culminado su estudio; así como también establecer recomendaciones a partir de
la aplicación del modelo.
4.1.2. Según el nivel de conocimiento adquirido.
De acuerdo al nivel de conocimiento de la misma es descriptiva, señala José J
Fernández P. y Consuelo Chamorro de Morales (1996) “La Investigación
descriptiva consiste en estudiar una situación, evento o proceso haciendo un
análisis de sus características, propiedades y elementos constitutivos”. Basado
en lo antes expuesto se realizó una descripción de los problemas ocurridos
durante la perforación relacionados con la estabilidad de hoyo, generando
posibles soluciones que permitan disminuirlos.
4.1.3. Según los medios utilizados para obtener los datos.
La investigación es documental, puesto que la data a ser sometida está
documentada en fuentes bibliográficas, carpetas de pozos e informes, y en todos
aquellos medios que hacen referencia a los estudios de estabilidad de hoyo.
4.2. Diseño de investigación.
El diseño de investigación es la estrategia que adopta el investigador para
responder al problema planteado. Con base a lo antes expuesto la investigación
abarca un diseño documental, puesto que se procedió primeramente a la
revisión de los datos pertenecientes a cada uno de los pozos del área en
estudio. Esto se realizó a través de fuentes bibliográficas, carpetas de pozos,
informes finales de perforación y principalmente con la asesoría de los tutores de
la investigación.
4.3. Población.
Latorre, Rincón y Arnal (2003), define la población como “el conjunto de todos
los individuos (objetos, personas, eventos, etc.) en los que se desea estudiar el
fenómeno, éstos deben reunir las características de lo que es objeto de estudio”.
Según lo mencionado, la población considerada para el estudio está
representada por los 27 pozos pertenecientes al Área 7 Alto de Ceuta, de ésta
población se extraerá la muestra más representativa para ejecutar el estudio.
4.4. Muestra.
Sabino, Carlos (1992) menciona que “la muestra se puede definir como una
parte del todo al que denominamos universo y la cual sirve para representarlo”.
Basándose en la definición anterior, la muestra de ésta investigación está
representada por 7 pozos ubicados dentro del Área 7 Alto de Ceuta, de los
cuales todos son verticales.
A continuación, la Tabla Nº 1 presenta un listado de los pozos en estudio.
Tabla Nº 1. Pozos seleccionados para el estudio. Fuente: Garcia, P (2009)
4.5. Técnicas e instrumentos de recolección de datos.
Las técnicas de recolección de datos, son las distintas formas o maneras de
obtener la información y cada técnica establece sus instrumentos (medios
materiales que se emplean para recoger y almacenar la información), (Áreas F.,
1999).
4.5.1. Análisis documental.
Se efectuó una búsqueda exhaustiva de trabajos de investigación relacionados
con el tema en cuestión, analizando de forma detallada las fuentes bibliográficas
encontradas, las cuales se describen a continuación:
POZO TIPO
VLG-3672 VERTICAL
VLG3690A VERTICAL
VLG-3692 VERTICAL
VLG-3708 VERTICAL
VLG-3716 VERTICAL
VLG-3867 VERTICAL
VLG-3911 VERTICAL
ALTO DE CEUTA
Se recopilaron los antecedentes, los cuales comprendían trabajos de
investigaciones anteriores que nos permitieron conocer problemáticas
existentes en el campo con respecto a la inestabilidad de hoyo.
Se realizó una revisión de las diferentes bibliografías para conformar el
marco teórico de la investigación.
Se realizó recopilación de data mediante el Dims 32 e informes finales para
cada pozo a estudiar.
Se identificaron de los problemas de arrastres, apoyos, pegas y altos torques
en los sumarios diarios de operaciones obtenidos en el Dims para cada uno de
los pozos en estudio.
Se realizaron gráficas que permitieron tener una mejor visualización de los
problemas operacionales.
Se buscó Información existente en Internet.
4.5.2. Información de pozos en estudio.
Para la identificación de los principales problemas encontrados en la perforación
de los pozos del Área 7 Alto de Ceuta; se realizó un resumen operacional de los
mismos, ya que la mayoría de los eventos ocurridos durante la perforación,
depende en gran parte de las características del área donde se lleva a cabo la
operación, además; se tiene la necesidad de contabilizar los problemas
ocurridos asociados a la estabilidad de hoyo y de esta manera tener un modelo
optimo.
Para esta investigación se tomaron datos de las siguientes fuentes de
información:
Dims for Windows:
El programa DIMS (Data Information Management System) For Windows, de la
empresa LANDMARK; es un programa diseñado para operar con el sistema
Windows de Microsoft que permite almacenar toda la información inherente a las
operaciones de perforación, completación y rehabilitación de pozos. El sistema
se alimenta desde terminales remotas ubicadas en cada uno de los taladros
donde se ejecutan las operaciones. Los supervisores o jefes de equipos
introducen los datos y los transmiten a una base de datos central la cual
almacena la información de todas las áreas operacionales de la corporación con
el fin de facilitar la búsqueda de información. Este programa fue utilizado para la
obtención de los parámetros operacionales, información y reportes diarios de
perforación, como por ejemplo el sumario de operaciones, reportes de lodo,
reportes de desviación, reportes de mechas, entre otros.
Ventana de servicios técnicos petrofísicos:
Es una página de la red de PDVSA que sirve como herramienta al proporcionar
información de los pozos pertenecientes al Distrito Tomoporo como: topes
formacionales, desviación, historias, completación, núcleos, petrofísica, mapas,
registros, entre otros. La pagina electronica www.webchannel.com:
4.6. Técnicas de procesamiento y análisis de datos.
En este punto se describen las distintas operaciones a las que fueron sometidos
los datos obtenidos (curvas, gráficos, tendencias, etc.) con la ayuda de
programas computarizados, que facilitan la interpretación de los resultados
obtenidos con la información suministrada por el usuario o procesada a través
de la base de datos de DIMS y de la ventana de servicios técnicos petrofísicos.
Entre los programas más utilizados se tienen:
Microsoft Excel:
Es un programa que permite la realización de tablas, gráficos, fórmulas y
ecuaciones de manera más fácil y rápida; los cuales pueden ser introducidos en
el paquete Word, además sus datos pueden ser utilizados como lista de correo
de Word.
Drillworks:
Es una solución integrada de geopresiones y geomecánica, que se diseña para
reducir los riesgos de estabilidad del pozo en operaciones de exploración y
perforación, proporciona análisis de geopresiones, la visualización y el análisis
tridimensional, la corrección sísmica de la velocidad, la integridad del sello y el
análisis de la estabilidad del pozo. Puede funcionar en los sistemas operativos
de Microsoft Windows 2000 y de Windows XP.
4.7. Metodología de trabajo.
A continuación se describe la metodología general utilizada para la estimación
de la presión de poro, fractura y sobrecarga con el uso de registros eléctricos,
datos operacionales de los pozos, con el uso del software.
4.7.1. Selección de los pozos para el estudio.
La selección de los pozos fue realizada, tomando en cuenta la cantidad de
información presente en ellos; para el caso del modelo de estabilidad la
información requerida es la siguiente:
Registros de Pozos: gamma ray, cáliper, sónicos, densidad, resistividad, etc.
Pruebas de presión de formación (Extended Leak-off Tests y RFT).
Tipo de fluido utilizado en la perforación e información asociada como
densidad, reología, contenido de sólidos, aditivos y contenido de agua/aceite.
Sumarios operacionales: reporte/sumario de operaciones, obtenido del DIMS
o de las carpetas del pozo.
De acuerdo a la cantidad de información; así como la mejor distribución para
abarcar la mayor cantidad de pozos fueron seleccionados los siguientes pozos:
VLG-3672, VLG-3690A, VLG-3692, VLG-3708, VLG-3716, VLG-3867 y VLG-
3911.
4.7.2. Identificación de las zonas problemas. La identificación de las zonas problemas contempla la realización de gráficos de
profundidad en función del tiempo, puntualizando los problemas potenciales
asociados a la estabilidad de hoyo: arrastres, apoyos, torques, pega de tubería,
influjos, pérdida de circulación. Estos gráficos se generan a partir de la
información aportada por el reporte del sumario de operaciones que resume en
forma detallada la experiencia en la perforación de cada pozo.
La Figura N°30 muestra los problemas operacionales asociados a la estabilidad
de hoyo para el pozo VLG-3911; de forma similar se construyen los gráficos
correspondientes a cada pozo de estudio. Ver apéndice A1 – A5.
Figura Nº 30. Problemas asociados a estabilidad de hoyo. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3. Modelo Geomecánico
El modelo geomecánico esta conformado por el calculo de las presiones
(Presión de poro, presión de fractura, presión de sobrecarga, y presión de
colapso), las propiedades dinámicas-mecánicas de la roca (angulo de fricción,
compresión confinada (CS), resistencia a la compresión sin confinar (UCS),
modulo de young (€), y la relación de poisson (v)) y los esfuerzos en sitio
(esfuerzo vertical o de sobrecarga, esfuerzo horizontal máximo y esfuerzo
horizontal mínimo). Este es el modelo fundamental para estimar la estabilidad de
hoyos.
Determinación del gradiente de geopresiones.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
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11000
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13000
14000
15000
16000
17000
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ct-0
7
30-O
ct-0
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09-N
ov-
07
19-N
ov-
07
29-N
ov-
07
09-D
ic-0
7
19-D
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7
29-D
ic-0
7
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08
18-E
ne-
08
28-E
ne-
08
07-F
eb-0
8
17-F
eb-0
8
27-F
eb-0
8
08-M
ar-0
8
TIEMPO (DIAS)
8 8.5 9 9.5 10 10.5 11 11.5 12 12.5 13 13.5 14 14.5 15 15.5 16
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
DENSIDAD DEL FLUIDO
4.7.3.1. Importación de datos.
Se procede a importar en el prgrama Drillwork los archivos en “.las” de los
registros GR (gamma ray), DT (sónico), RD (resistividad), RHOB (densidad) y
CALI (cáliper) para cada uno de los pozos de estudio; de igual manera se
ingresa información referente a topes formacionales, mechas, revestidores,
pruebas de integridad de formación (LOT) y RFT, peso de lodo, velocidades
interválicas y profundidad a la cual ocurrieron problemas operacionales.
La siguiente figura señala la información del pozo VLG-3911 importada en el
Software, se muestran los datos correspondientes. Ver apéndice B1 – B7
Figura Nº 31. Datos cargados al software Drillworks, Modulo Predict. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3.2. Establecimiento de las líneas de lutitas
A partir del registro sónico de onda compresional, se determinan los intervalos
en los que se manifiestan las lutitas en la curva litológica del registro gamma ray
dibujando las líneas base de lutitas sobre el mismo; luego, a estas líneas se le
determinan los puntos de lutitas y seguidamente se filtran estos puntos para
obtener con mayor exactitud la cantidad de lutitas presentes en la formación.
Figura Nº 32. Línea de Lutitas pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Construcción del cubo sónico sintético.
La mayoría de los pozos poseen registros sónicos solo en la zona productora,
por lo que se procede a elaborar un cubo sónico sintético con el uso del software
a partir de todos los registros de los pozos del área, los cuales se mencionan en
la tabla siguiente:
Tabla Nº 2. Pozos del área que poseen registros sónicos. Fuente: Garcia, P (2009)
Cabe señalar, que dichos pozos cuentan con información solo en el hoyo de
producción, a excepción de los VLG-3690A y VLG-3911 que poseen desde
superficie.
Por otro lado se utilizaran las velocidades intervalicas de los pozos para
compararlas con el registro sónico sintético obtenido a partir del cubo, se
procede a calcular el inverso de las velocidades interválicas obtenidas por
información sísmica (check shots), utilizando la siguiente ecuación:
1000000*1
VIDt (Ecuación Nº
1)
Donde:
Dt: Registro Sónico, (s/ft)
VI: Velocidad Interválica, (ft/s)
Area 7
Alto de Ceuta
VLG-3672
VLG-3690A
VLG-3692
VLG-3716
VLG-3867
VLG-3911
Tabla Nº 3. Pozos del área que poseen velocidades interválicas.
Fuente: Estudios Integrados Distrito Tomoporo.
Figura Nº 33. Comportamiento del registro sónico del pozo y el registro sónico obtenido a partir
del inverso de las velocidades interválicas.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Area 7
Alto de Ceuta
VLG-3659
VLG-3672
VLG-3690A
VLG-3713
VLG-3911
VLG-3672
VLG-3911
VLG-3911 VLG-3690A
VLG-3713
VLG-3659 VLG-3713
A partir del cubo sónico sintético generado para el Área 7 Alto de Ceuta Figura
Nº 15, se procede a exportar un registro sónico sintético para cada uno de los
pozos que no posee información de sus respectivos perfiles sónicos.
Figura Nº 34. Comportamiento del cubo sónico sintético, Área 7 Alto de Ceuta.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Para la validación de los datos del cubo sónico sintético obtenido, se extrajo la
traza sónica del cubo con las coordenadas del pozo y se comparó con el perfil
obtenido en esos pozos.
Figura Nº 35. Comportamiento del cubo sónico sintético, Área 7 Alto de Ceuta.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3.3. Calculo del Esfuerzo de Sobrecarga.
La presión de sobrecarga se determina por medio de la integración del registro
de densidad para los pozos que poseen información desde superficie, cabe
señalar que la presión de sobrecarga será determinada para todos los pozos de
estudio, dado que se realizaron cubos para poder estimar las presiones en la
mayor parte del área y de esta manera obtener una información con menos
grados de incertidumbre, la presión de sobrecarga será determinada a partir de
la siguiente ecuación.
h
V dhgh0
)( (Ecuación Nº
2)
Donde:
: densidad de la formación, (g/cc).
h: profundidad de la formación, (pies).
G: constante gravitacional.
Figura Nº 36. Presión de sobrecarga creada a partir del registro de densidad, Pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Para aquellos pozos donde el registro de densidad original cuenta con
información desde por lo menos la zapata del revestidor de superficie se puede
realizar un registro sintético a partir de la ecuación de Miller, y de esta manera
obtener un registro de densidad que cubra lo mas posible la columna litológica,
ya que dicha ecuación solo determina la densidad en profundidades someras
(Hasta 3000’).
Figura Nº 37. Presión de sobrecarga creada a partir del empalme entre el registro de densidad y
el sintético a partir de Miller, Pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Para aquellos pozos donde solo se tiene registro de densidad en el hoyo de
producción, se procede a determinar un registro de densidad sintético a partir
del cubo que cubra lo más posible la columna litológica permitiendo de esta
forma, determinar con mayor precisión el gradiente de sobrecarga. Ver Figura
N°37.
Figura Nº 38. Presión de sobrecarga creada a partir de la integración del registro de densidad y el registro de densidad sintético a partir del cubo, Pozo VLG-3713.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3.4. Establecimiento de las líneas de compactación normal.
Con fines de estimar la presión de poro en los pozos de estudio de Área 7 Alto
de Ceuta, se establece una línea de tendencia de compactación normal basados
en el comportamiento del registro sónico y en la curva de velocidades
interválicas.
4.7.3.4.1. A partir del registro sónico de onda compresional.
Primero se determinan los intervalos en los que se manifiestan lutitas en la curva
de litología Gamma Ray dibujando las líneas base de lutitas; estos valores se
transfieren a los datos indicadores de porosidad (registros sónicos o resistivos)
para luego aplicarles un filtrado y establecer de este modo la tendencia de
porosidad.
Este caso se aplica a los pozos que poseen información desde superficie, cabe
señalar que solo los pozos VLG-3690A y VLG-3911 poseen dicha información,
para el resto de los pozos se utilizara el cubo sónico sintético para estimar la
presión de poro.
Figura Nº 39. Establecimiento de la línea de compactación normal a partir de un registro sónico,
pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3.4.2. A partir de la Curva de Velocidades interválicas.
De forma similar al anterior, se dibuja sobre la curva de velocidades interválicas
la línea que representa comportamiento normal sobre la compactación de los
sedimentos. (Ver Figura Nº 40).
Figura Nº 40. Establecimiento de la línea de compactación normal a partir de la curva de
velocidades interválicas, pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
4.7.3.5. Estimación de la presión de poro.
Se procede a aplicar las ecuaciones para la estimación de la presión de poro en
lutitas en función de profundidad de Eaton a partir del registro sónico de onda
compresional y de la curva de velocidad interválica. Dicho método se basa en
calcular una presión de poro con base en la relación entre la proporción del
parámetro observado la línea tendencia normal y el gradiente de sobrecarga. La
ecuación utilizada es la siguiente:
B.Eaton:
3.0
observado
normalno
shPOGOBGOBGD0,052P
sht
t
(Ecuación Nº
3)
Donde:
OBG: Gradiente de Sobrecarga, (lpc/pie).
D: Profundidad, (pie).
POGn: Gradiente Normal de Presión de Poro, (lpc/pie).
t: Tiempo de tránsito en lutitas (s/pie).
PO: Presión de Poro (lpc).
A partir de los RFT tomados en los pozos se procede a calibrar las curvas
previamente calculadas ( VLG-3690A se le realizó dicha prueba).
3.7.3.6. Estimación de la presión de fractura.
Una vez calculada la presión de poro y la sobrecarga, se usó el método de
Eaton para determinar la presión de fractura, la cual esta definido por la
siguiente ecuación:
-1 PP) -(OBG PP FG
(Ecuación Nº 4)
Donde:
FG: gradiente de fractura (lpc/pie).
PP: gradiente de presión de poro (lpc/pie).
OBG: gradiente de sobrecarga (lpc/pie).
: relación de Poisson (adimensional).
La siguiente figura muestra el comportamiento de la presión de poro y de
fractura.
Figura Nº 41. Comportamiento de la presión de poro y fractura, pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P (2009)
4.7.4. Determinación de las propiedades dinámicas- mecánicas de las rocas con
el software DrillWorks Predict.
Estas propiedades se pueden estimar a través de las correlaciones basadas en
comportamiento dinámico de ondas acústicas compresionales y de corte.
Para obtener las propiedades dinámicas mecánicas de las rocas se necesita
calcular el modulo de corte (G). Ver apéndice C-1 –C7.
63.145032*))/8.304((*030.0 30.3DTCG
Donde:
G: Módulo de corte, (lpc).
DTC: onda compresional, (s/pie).
DTS: onda de corte, (s/pie).
: densidad, (g/cc).
: relación de Poisson, (adimensional).
La estimación del ángulo de fricción (FA), cohesión (Cs) y resistencia a la
compresión sin confinar (UCS) se realizó con correlaciones de “Lal” y “Horsrud”
para lutitas; adicionalmente se determino el UCS con la correlación de MacNally,
para arenisca. El modulo de Young y la relación de Poisson se estimó a partir de
la onda de corte y onda compresional.
Formulas utilizadas por el programa DrillWorks Predict:
CS (HORSRUD- LUTITAS) CS = UCS * ((1-SIN(FA*0.01745))/(2*COS(FA*0.01745)))*Factor (LPC) CS (LAL-LUTITAS) CS = 5*((304.8/DT-1)/SQRT (304.8/DT))*145.04*Factor # Resultado en LPC # DTS (G-RHOB) DTs = SQRT ((Rhob/G)*13400000000)*Factor # useg/pies # FA (HORSRUD- LUTITAS)
FA = (11*(304.8/DT)-10.2)*Factor # Resultado en Grados # FA (LAL- LUTITAS) FA = ASIN(((304.8/DT)-1)/(304.8/DT+1))*57.29582*Factor # Resultado en Grados # MODULO DE CORTE (G) G = 0.030 * ((304.8/Dtp)**3.30)*145032.63*Factor # Resultados en Lpc # UCS (HORSRUD- LUTITAS) UCS = 0.77*((304.8/DT) ** 2.93)*145.04*Factor # Resultado en LPC # UCS (LAL- LUTITAS) UCS = 10 * (304.8/DT-1)*145.04*Factor # Resultado en LPC # UCS (MCNALLY-ARENISCA) UCS = 1200*EXP (-0.036*DT)*145.04*Factor # Resultado en LPC #
Figura Nº 42. Comportamiento de la curva de colapso por diferentes propiedades
mecánicas pozo VLG-3911.
Fuente: Garcia, P (2009)
4.7.5. Esfuerzos en sitio.
Esfuerzo de sobrecarga o esfuerzo vertical (σv o Sv).
Este esfuerzo esta representado por la misma presión de sobrecarga (OBG), y
se evaluó a partir de la integración de registros de densidad.
Esfuerzo horizontal mínimo (σh o shG).
Se obtiene directamente mediante pruebas de integridad denominadas “LOT”
(Leak of Test), Esta prueba permite determinar el esfuerzo horizontal mínimo a
una profundidad específica. En el presente estudio no se tiene este tipo de
información, por lo tanto, se utilizo la presión de fractura (FG), como el esfuerzo
horizontal mínimo.
Esfuerzo horizontal máximo (σH o sHG).
Para el cálculo del esfuerzo horizontal máximo se utilizo la siguiente formula con
el método de “Lade Modificado”:
SHG = K * ShG
Donde: K = 0.5 para régimen de esfuerzo normal.
4.7.6. Determinación de la ventana operacional
La ventana operacional representa un rango de densidad del fluido de
perforación necesario para perforar en forma segura. Para establecer este
rango, se utilizaron los resultados obtenidos de los siguientes programas:
Drillworks-Geostress, para los hoyos intermedio y de producción.
En el programa Drillworks- Geostress, para el hoyo intermedio y de producción
se utilizó el criterio de “Lade modificado” y “Mohr Coulomb” requiriendo los
valores de esfuerzo vertical(σv), Presión de Poro (Pp), fractura (FG) el esfuerzo
horizontal mínimo (σh), el esfuerzo horizontal máximo (σH), y las propiedades
dinámicas mecánicas como cohesión (CS) y angulo de fricción (FA) para este
caso obtenido por “HORSRUD y LAL LUTITA” desde el hoyo intermedio hasta
los de producción para todos los pozos de estudio. Para generar una serie de
mapas esterográficos esto con la finalidad de comparar el peso de lodo utilizado
durante la perforación del pozo y el propuesto por la aplicación. Ver apéndice
D1-D-7
En el cálculo del esfuerzo horizontal máximo para la ventana del lodo
operacional, se utilizó la siguiente formula:
SHG = ShG + K * (OBG-ShG)
Donde: K: 0.5, breakout= 0°, 30° y 45°, DT= registros sonicos, Cs= cohesión,
UCS= Resistencia de a la compresión sin confinar, FA= angulo de fricción,
presión de poro, presión de fractura por poisson.
Figura Nº 43. Mapas esterográficos pozo VLG-3911. Fuente: Garcia, P (2009)
Adicionalmente, en los mapas esterograficos se puede observar la dirección
preferencial de trayectorias de pozos, y su ventana operacional para cada caso.
10100’ 11421’ 11700’
13700’ 15397’
CAPITULO V
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
En esta sección se muestra el análisis de los resultados obtenidos durante el
desarrollo de la investigación utilizando el Software DrillWorks/Predict,
presentandose una serie de gráficas y tablas donde se determina el
comportamiento de cada uno de los parámetros evaluados en las muestras
utilizadas de Área 7 Alto de Ceuta facilitando la interpretación de los mismos.
5.1. Análisis de las zonas problemas.
Los eventos asociados a inestabilidad de hoyos pueden representar en muchos
casos una perdida de tiempo, lo cual genera gastos adicionales a lo planificado.
En el análisis realizado a los pozos de estudio se evidenciaron los siguientes
eventos: pegas de tuberías, apoyos, arrastres, torque, repasos. Estos ocurrieron
durante la perforación y en instantes donde se efectuaban operaciones de viajes
de tuberías, limpieza y circulación de hoyo y en algunos casos produjeron
atascamiento de sartas.
Al observar los gráficos de problemas operacionales y compararlos con la
información cargada en el software DrillWorks Predict observadas en las Figuras
del apéndice A , se identificaron las fases mas criticas, mostrando que para el
pozo VLG-3690, VLG-3692, VLG-3708, VLG-3867 y el VLG-3911, los
problemas operacionales están muy ligados a la inestabilidad de hoyo, ya que,
las curvas de la densidad del lodo de los pozos están muy cerca de las curvas
de colapso de los mismos desde 9200’ (formaciones Misoa) hasta el tope de
Pauji. También se observa que la Formación Pauji en todos los pozos se perforó
con una densidad de lodo por debajo de la curva de colapso, por lo tanto se
evidencia inestabilidad de hoyo en esta zona. En las arenas de Misoa B y C se
observa que el peso del lodo esta por debajo de la curva de colapso, sin
embargo se tiene en cuenta el diferencial de presión existentes entre la presión
hidrostática y presión del yacimiento para no generar una pega de tubería en
esta sección.
5.1.1. Hoyo 17 ½”:
En esta fase no se observaron mayores problemas operacionales en los pozos
de estudio.
5.1.2. Hoyo 12 ¼”:
En esta fase en general se observaron problemas operacionales asociados a la
inestabilidad del hoyo tales como apoyos, arrastres, torques y repasos que en la
mayoría de los casos fueron controlados con un incremento progresivo de la
densidad del fluido de perforación entre 8,5 – 10 lpg los cuales corresponden al
intervalo de 3000’ – 10000’ (Formación La Puerta y Lagunillas), en las
formaciones siguientes de la misma fase ( La Rosa y Paují) presentaron
problemas operacionales los cuales fueron controlados con un incremento de la
densidad hasta +/- 12 lpg por presencia de lutitas que es la litología de estas
formaciones.
5.1.3. Hoyo 8 ½”:
En esta fase se observaron problemas operacionales tales como apoyos,
arrastres, repasos, torques y pegas de tubería (probablemente diferencial por el
alto peso del fluido de perforación entre 12,9 – 13,4 lpg, ya que se observa que
en la Formación Misoa arenas B la presión de poro oscila entre 8,2 – 8,5 lpg.
5.1.4. Hoyo 6 ½” 5-7/8”:
En esta fase se observaron problemas operacionales asociados a la
inestabilidad del hoyo tales como apoyos, arrastres, torques y repasos, en esta
sección se utilizó una densidad de fluido entre 10,5 – 14,0 Lpg, ya que se
observa que en la formación Misoa arenas C la presión de poro oscila entre 8,2
– 8,5 Lpg.
5.2. Geopresiones.
Esta etapa comprende el análisis de las geopresiones, la cual comprende
presión de sobrecarga, presión de poro y la presión de fractura para el Área 7
Alto de Ceuta.
A continuación se describe cada una de estas etapas:
5.2.1. Análisis de la presión de sobrecarga OBG (v).
Una vez integrados los registros de densidad para cada pozo, se puede apreciar
en la siguiente figura que las presiones de sobrecarga obtenidas en el Área 7
Alto de Ceuta en líneas generales mantienen la misma tendencia.
Figura Nº 44. Estimación de la presión de sobrecarga (v) para el Área 7 Alto de Ceuta.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
Estimada la presión de sobrecarga de cada pozo se realizó el cubo que define el
comportamiento de este parámetro en toda el área como lo indica la Figura Nº
45, en donde los resultados obtenidos varían desde 16,3 a 19,3 Lpg a lo largo de
la trayectoria de los pozos.
Figura Nº 45. Comportamiento de la presión de sobrecarga (v) en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
La siguiente tabla señala la presión de sobrecarga obtenida para los pozos de
estudio; así como también el promedio en toda el área.
Tabla N°4. Presión de sobrecarga (v) promedio en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
5.2.2. Análisis de la presión de poro (PP).
Calculada la presión de poro de los pozos, mediante la ecuación N° 3 se efectuó
el cubo de presión para el Área 7 Alto de Ceuta como se presenta en la Figura
N° 46 .
En la Figura N° 46 se observa que las presiones de poro oscilan entre 7,2 y 11,9
lpg.
Se observa que a profundidades aproximadas de 11400 a 12400 pies se genera
un incremento de presión de 10,3 a 11.2 Lpg, producto de las arenas basales de
la Formación La Rosa, de la sección lutitica de la Formación Paují.
Figura Nº 46. Comportamiento de la presión de poro en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
A partir de los resultados, se establecieron las profundidades para cada pozo en
la cual, la presión de poro presenta un comportamiento normal, este es
observado en las curvas de presión de poro creadas a partir de las lineas de
compactación trazadas sobre el registro sónico para los pozos de estudio.
La presión de poro para el área oscila entre 8,5 a 8,6 lpg, con un gradiente de
presión normal de 0,433 lpc/pie hasta 10600 pies de la formación Mioceno y un
gradiente de presión anormal de 0,46 – 0,58 lpc/pie entre las profundidades de
11400 – 12400 pies de las formaciones La Rosa y Paují y las arenas B y C
con densidades 8,6 a 11,2 lpg
La presión de poro obtenida para los pozos de estudio; así como tambien el
promedio en toda el área se muestra en la siguiente tabla.
Figura Nº 47. Estimación de la presión de poro PP en el Área 7 Alto de Ceuta.
Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009
Tabla N°5. Presión de poro promedio en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009
5.2.3. Análisis de la presión de fractura (h).
Calculada la presión de fractura de los pozos, mediante la ecuación N° 4 se
efectuó el cubo de presión para el Área 7 Alto de Ceuta como se presenta en la
Figura N° 48.
Las presiones de fractura para esta área se encuentra entre 15,5 y 17,7 lpg
como se refleja en la Figura N° 48.
Figura Nº 48. Comportamiento de la presión de fractura (h) en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
En la próxima tabla se muestra la presión de fractura obtenida para cada pozo y
el promedio para toda el área.
Tabla N°6. Presión de fractura promedio en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P y Rovero, P (2009)
5.3 Dirección del esfuerzo horizontal máximo.
Para establecer la ventana operacional, fueron analizados los registros Sonico
Dipolar y de Imangen tomados en el pozo VLG-3911 y con la participación de
empresa de servicio (Schlumberger) para la determinación de la orientación de
esfuerzo maximo en área 7 Alto de ceuta por método de Análisis de los
Breakouts, donde el resultado es de 130° .
Figura Nº 49. Análisis de los breakouts y anisotropía acimutal de la onda “S” Fuente: Schlumberger y Estudio Integrado Ceuta (2008)
335°
155°
281°
101°
128°
308°
HmaxhminHmax
Tabla N°7. Presión de esfuerzo maximo promedio en el Área 7 Alto de Ceuta. Fuente: Garcia, P (2009)
5.4. Estimación de las propiedades dinámicas- mecánicas de las rocas.
POZO VLG-3911
Figura Nº 50. Curvas de colapso por diferente estimaciones. Fuente: Garcia, P (2009)
Se observa en la Figura Nº 50:
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales
Mohr Coulomb con propiedades mecánicas de LAL.
Los problemas operacionales observados en el pozo se mejoraron con el
aumento del peso del lodo, lo cual, reafirma el criterio de falla de Mohr Coulomb.
5.5. Estimación de la ventana operacional.
Para la estimación de la ventana operacional a partir de la determinación de las
curvas de geopresiones, criterio de falla, propiedades dinamicas - mecanicas de
la roca a partir de mapas esterográficos.
Figura Nº 51. Mapas esterográficos pozo VLG-3911. Fuente: Garcia, P (2009)
La tabla N°8 muestra el resumen de peso de lodo requerido y utilizado
obtenidas a partir del DrillWords/Predict.
Tabla N°8. Ventana obtenidas a partir del DrillWords/Predict POZO VLG-3911. Fuente: Garcia, P (2009)
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad requerida
PC (Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 8,7 12,6
La Rosa/Paují 11,1 13,7
Misoa "B" 8,2 12,1
Misoa "C" 8,5 14,6
Tabla N°9. Ventana teórica recomendada Fuente: Garcia, P (2009)
FormaciónDensidad Mínima
PP (Lpg)
Densidad
Recomendada (Lpg)
Densidad Máxima
PF (Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 9,6 12,4 17,4
La Rosa/Paují 11,2 13,2 17,7
Misoa "B" 9,0 10,6 17,3
Misoa "C" 9,9 14,6 17,5
10100’ 11421’ 11700’
13700’ 15397’
CONCLUSIONES
En la mayoría de los pozos los problemas operacionales asociados a la
estabilidad de hoyo (arrastres, apoyos, torques y pegas de tubería); ocurren
en la fase del hoyo intermedio y el hoyo de producción, pertenecientes a las
formaciones de Lagunillas, La Rosa, Paují, Arenas B y C de la Formación
Misoa, ya que, el peso de lodo utilizado menor o cerca de la presión de
colapso.
La presión de poro para el área oscila entre 8,5 a 8,6 lpg, con un gradiente
de presión normal de 0,433 lpc/pie hasta 10600 pies de la formación Mioceno
y un gradiente de presión anormal de 0,46 – 0,58 lpc/pie entre las
profundidades de 11400 – 12400 pies de las formaciones La Rosa, Paují y
las arenas B y C con densidades 8,6 a 11,2 lpg.
La dirección del esfuerzo horizontal máximo para el área esta definida en
130° / 310° NO-SE de azimut.
El esfuerzo vertical v o de sobrecarga se estimó mediante la integración del
registro de densidad, visualizado en el cubo de geopresiones y el mismo
varía desde 16,9 – 19,2 Lpg.
El esfuerzo horizontal mínimo h o presión de fractura oscila entre 15,5 a
17,7 Lpg, se estimó considerando las propiedades mecánicas de la roca
apartir del registro sonico de onda compresional.
El esfuerzo máximo H oscila entre 16,5 a 18,4 Lpg se estimó considerando
las propiedades mecánicas de la roca apartir del registro sonico de onda
compresional.
Las propiedades mecánicas de la roca reales del área no se pueden ajustar
por falta de ensayos de laboratorio a núcleos del área.
El criterio de falla de la data operacional que se ajusta al área es el de Mohr
Coulomb
La trayectoria preferencial de perforación según los mapas esterograficos es
entre 25° - 65° (205° -245°) NE-SO de azimut.
La ventana operacional para el Área 7 Alto de Ceuta esta definida en función
de la presión de poro, la experiencia operacional de perforación y la densidad
de fluido utilizada a lo largo de la trayectoria de los pozos, la densidad
recomendada para la formación lagunillas hasta el tope de Paují es de 12,4
lpg, para la Formación La Rosa y Paují es de 13,2 lpg, las arenas B de la
formación Misoa 10,6 lpg y para las arenas C de 14,6 lpg dicha formación.
RECOMENDACIONES
Para asegurar un mejor análisis del área y mejorar la incertidumbre se
recomienda lo siguiente:
Realizar conjunto de registro especiales (sonico dipolar, imagen, caliper de 6
brazo orientado) desde superficie a fin de obtener curvas de geopresiones y
orientación de los esfuerzos más representativas de los pozos.
Efectuar pruebas microfrac, minifrac o leak off test extendido a fin de
determinar con más exactitud el esfuerzo horizontal mínimo para el área.
Con el fin de mantener el modelo de geopresión se recomienda incorporar
los valores de presión (RFT) tomados en el monitoreo de los pozos
perforados y en los nuevos al simulador, de manera de obtener la presión de
poro en el tiempo para todo el yacimiento en cualquier punto de coordenadas
elegidas para la perforación de los pozos.
Culminar los ensayo geomecánicos al núcleo del Pozo VLG-3912 en las
arenas C de la Formación Misoa para ajustar las propiedades mecánicas y
las direcciones de los esfuerzo, así, como también, continuar tomando
núcleos en la zona intermedia y en las arenas B de la formación Misoa para
caracterizar toda el área.
Para proyectos de perforación de pozos inclinados en el área 7 alto de
Ceuta, se debe perforar en dirección entre 25° - 65° (205° -245°) NE-SO de
azimut.
Utilizar la ventana operacional estimada para perforar los pozos del área.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Petroleum Well Construction.
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Pdvsa-Intevep.(2005) Estudio y evaluación del modelo de estabilidad para los
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10749. Los Teques.
Santos, Jackelin y Rivera Liliana. (2006). Modelos de estabilidad de hoyo de
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(Tomoporo Tierra). Trabajo Especial de Grado. Cabimas.
SCHLUMBERGER. (2002). Bases de diseño “no drilling surprises” (nds), para la
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Vásquez, Andrés. (2001) Introducción a la Geomecánica Petrolera. V.V.A.
Consultores. Quinta Edición, Caracas.
V.V.A. Consultores. (2001) Geomechanical Analysis of Borehole Stability
incidents in the Area 8 Sur Sector of the Ceuta Field
GLOSARIO
Ángulo de desviación: ángulo indicado en grados hacia el cual se desvía el pozo
desde la vertical.
Anisotropía: variación de la respuesta elástica de un material dependiente de la
dirección que se tome en el mismo para una configuración de esfuerzos dada.
Apoyo: ensanchamiento de una formación inestable encima y/o debajo de una
formación más estable.
Arcilla: partículas menores a 2 micrones, formada principalmente por un silicato
de aluminio.
Arena: conjunto de partículas de rocas disgregadas formada por sílice.
Arenisca: roca sedimentaria porosa y permeable formadas por partículas de
diferentes componentes minerales.
Arrastre: fuerza opuesta al movimiento cuya magnitud depende de la fuerza
normal y del coeficiente de fricción entre el plano inclinado y la superficie de la
sarta que está siendo soportado por la formación.
Atascamiento de tubería: atascamiento causado por el desgaste de la mecha al
perforar largas secciones de formaciones abrasivas.
Azimut: ángulo medido desde el norte hasta el hoyo en dirección este, con base
a la escala completa del círculo de 360°.
Breakouts: ampliación del diámetro nominal del hoyo por desmoronamientos
provocados por las tensiones de corte, inducidas por la redistribución local de los
esfuerzos durante la fase de perforación.
Buzamiento: ángulo entre el plano de estratificación de la formación y un plano
horizontal imaginario, medido en un plano vertical perpendicular al rumbo.
Coeficiente de Biot: mide la cantidad de esfuerzos que toma el fluido.
Colapso: representa las condiciones de falla por corte, y es a través de este que
se establece el peso de lodo mínimo necesario para mantener la integridad del
hoyo.
Coordenadas: conjunto de valores que definen la posición de un punto del hoyo
en la dirección N-S y E-O a un punto dado.
Deformación: variación en la configuración original de la masa rocosa, debido a
la aplicación de una fuerza.
Densidad equivalente de circulación: suma de la presión hidrostática y la pérdida
de presión anular cuando se convierte a densidad de lodo.
Discordancia: superficie que representan un periodo de erosión o no-deposición
en una secuencia de estratos.
Disminución de la eficiencia de limpieza: incapacidad de sacar eficientemente
del hoyo los ripios de formación.
Esfuerzo: campo de fuerzas actuantes sobre el material geológico.
Falla: grieta en los estratos originada cuando las fuerzas tectónicas exceden la
resistencia de los mismos. Los estratos de un lado del plano de falla se
desplazan (hacia arriba, hacia abajo o lateralmente) con relación a sus
posiciones originales.
Fluctuaciones de presión en el anular: ocurren durante los viajes, hacia fuera
(swab pressures) puede crear una condición de bajo balance, lo que puede
promover la falla por corte de la lutita y hacia adentro (surge pressures) pueden
promover la falla tensil del hoyo.
Fluido de perforación: fluido con características físicas y químicas apropiadas,
pueden ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con
diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo, inflamable pero sí
inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a altas
temperaturas.
Formación: unidad geológica fundamental de la clasificación litográfica, integrada
por capas o depósitos, con características semejantes y de la misma edad.
Fractura: Representa las condiciones de falla por tensión y por medio de este se
establece el peso máximo del fluido, donde cualquier valor superior provocaría la
fractura de la formación.
Gradiente de presiones: variación de la presión por unidad de profundidad.
Lutitas: son rocas sedimentarias que constituyen el 75% de las secciones
perforadas y causan el 90% de los problemas durante la perforación de pozos
petroleros.
Núcleos geológicos: porción de material de formación que se remueve del pozo
con el menor grado de perturbación posible.
Pesca: operación que se realiza con el fin de recuperar por medio de
herramientas, cualquier objeto o material que haya quedado dentro del pozo, el
cual se conoce con el nombre de pescado.
Poroelasticidad: estudia el comportamiento de los materiales elásticos cuyos
poros están ocupados por un fluido.
Presión: relación entre la fuerza aplicada y el área donde se aplica dicha fuerza.
Presión de confinamiento: presión lateral a la que está sometida la roca.
Presión de formación: presión de los fluidos contenida en los espacios porosos
de una roca, también se le denomina presión de poro o presión del yacimiento.
Presión de fractura: presión que resiste la formación antes de fracturarse en un
punto dado.
Presión de sobrecarga: presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la
roca y los fluidos contenidos en el espacio poroso de esta, sobre un determinado
estrato.
Presión hidrostática: presión ejercida por la columna del fluido estático en el
pozo.
Profundidad MD: measured depth, profundidad medida a lo largo del eje del
hoyo.
Profundidad TVD: true vertical depth, profundidad real medida verticalmente al
punto de estudio.
Pruebas de integridad de presión “Leak off Test”: pruebas realizadas por debajo
de la zapata de la última tubería cementada en el pozo.
Revestidor: tubería colocada en un pozo para evitar derrumbe, controlar
presiones y evitar el flujo de fluidos del pozo hacia la formación, mientras se
continúa con la perforación.
Revoque: costra que se forma al endurecer el fluido de perforación.
Ripios: fragmentos de rocas que provienen del material removido de la formación
durante la perforación del hoyo.
Roca: agregados de minerales constituidos por átomos de elementos químicos
tales como oxigeno, aluminio, hierro, calcio, sodio, potasio, magnesio, titanio e
hidrogeno.
Rumbo: ángulo medido desde el norte geográfico hasta la línea de intersección
entre un plano horizontal de referencia y un plano que define la dirección del
estrato, (plano del tope o de la base del estrato).
Sarta: conjunto formado por la mecha de perforación y la tubería que va
conectada a ésta.
Tasa de perforación (ROP): pies de formación perforados en un periodo de
tiempo.
Torque: es la fuerza por unidad de longitud aplicada para hacer rotar o girar un
cuerpo.
Viaje: proceso de sacada y metida de la tubería durante la perforación de un
pozo petrolero.
A. Identificación de las zonas problemas.
Figura A.1. Problemas asociados a estabilidad de hoyo para el pozo VLG-3690A.
Figura A.2. Problemas asociados a estabilidad de hoyo para el pozo VLG-3692.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
07-J
ul-
07
17-J
ul-
07
27-J
ul-
07
06-A
go
-07
16-A
go
-07
26-A
go
-07
05-S
ep-0
7
15-S
ep-0
7
25-S
ep-0
7
05-O
ct-0
7
TIEMPO (DIAS)
8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
DENSIDAD DEL FLUIDO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
09-S
ep-8
0
19-S
ep-8
0
29-S
ep-8
0
09-O
ct-8
0
19-O
ct-8
0
29-O
ct-8
0
08-N
ov-
80
18-N
ov-
80
28-N
ov-
80
08-D
ic-8
0
18-D
ic-8
0
28-D
ic-8
0
07-E
ne-
81
17-E
ne-
81
27-E
ne-
81
TIEMPO (DIAS)
8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
DENSIDAD DEL FLUIDO
Figura A.3. Problemas asociados a estabilidad de hoyo para el pozo VLG-3708.
Figura A.4. Problemas asociados a estabilidad de hoyo para el pozo VLG-3867.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
16-S
ep-8
1
26-S
ep-8
1
06-O
ct-8
1
16-O
ct-8
1
26-O
ct-8
1
05-N
ov-
81
15-N
ov-
81
25-N
ov-
81
05-D
ic-8
1
15-D
ic-8
1
25-D
ic-8
1
04-E
ne-
82
14-E
ne-
82
24-E
ne-
82
03-F
eb-8
2
13-F
eb-8
2
23-F
eb-8
2
05-M
ar-8
2
15-M
ar-8
2
25-M
ar-8
2
TIEMPO (DIAS)
8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
DENSIDAD DEL FLUIDO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
05-Abr
-00
15-Abr
-00
25-Abr
-00
05-May-
00
15-May-
00
25-May-
00
04-Jun-
00
14-Jun-
00
TIEMPO
8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
INFLUJO DE GAS
DENSIDAD DEL FLUIDO
Figura A.5. Problemas asociados a estabilidad de hoyo para el pozo VLG-3911.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
20-O
ct-0
7
30-O
ct-0
7
09-N
ov-0
7
19-N
ov-0
7
29-N
ov-0
7
09-D
ic-0
7
19-D
ic-0
7
29-D
ic-0
7
08-E
ne-0
8
18-E
ne-0
8
28-E
ne-0
8
07-F
eb-0
8
17-F
eb-0
8
27-F
eb-0
8
08-M
ar-0
8
TIEMPO (DIAS)
8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15 15,5 16
REPASOS
CASING
TORQUES
APOYOS
ARRASTRES
PEGAS
CURVA DE PROGRESO
DENSIDAD DEL FLUIDO
B. Curvas de geopresiones para los pozos de estudio.
Figura B.1. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3672.
Figura B.2. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3690A.
Figura B.3. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3692.
Figura B.4. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3708.
Figura B.5. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3716.
Figura B.6. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3867.
Figura B.7. Comportamiento de la curva de geopresiones, pozo VLG-3911.
C. Propiedades mecánicas de la roca.
Figura C-1. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3672.
-El criterio de falla que se ajusta a la densidad del lodo es Lade Modificado con
propiedades mecánicas de LAL, sin embargo, no se cuenta con datos
operacionales para validar, cual es el criterio de falla que más se ajusta.
Aunque no se cuenta con información de los problemas operacionales en carpeta de pozo, es posible inferir que hubo problemas de inestabilidad de hoyo desde 9200’ hasta la perforación de la formación Pauji, ya que, el peso de lodo real de perforación esta por debajo de las curvas de colapso estimadas.
Tabla C-1. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3672.
Figura C-2. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3690A.
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales es Mohr
Coulomb con propiedades mecánicas de LAL.
Los problemas operacionales observados en el pozo es posible que se deban a
la inestabilidad de hoyo desde 9200’ hasta la Formación Paují, ya que, el peso
de lodo real de perforación está muy cerca o por debajo de la curva de colapso
por Mohr Coulomb. Sin embargo, el estar cerca de la curva de colapso no
necesariamente los problemas operacionales se deba inestabilidad de hoyo, ya
que dentro de la perforación del pozo entran otros factores que pueden generar
los mismos.
Tabla C-2. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3690A.
Figura C-3. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3692.
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales es Lade
Modificado con propiedades mecánicas de LAL.
Los problemas operacionales observados en el pozo es posible que se deban a la inestabilidad de hoyo desde 9700’ hasta el tope de paují Formación Paují, sin embargo, la formación Paují fue perforada con un peso de lodo por debajo de la curva de colapso y donde se observó mayormente los problemas operacionales.Igualmente en las arenas B.
Tabla C-3. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3692.
Figura C-4. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3708.
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales es Lade
Modificado con propiedades mecánicas de LAL.Sin embargo, el criterio de falla de
Mohr Coulomb pudiese aplicar si se toma en cuenta el registro caliper donde se
observa derrube de la formación.
Los problemas operacionales observados en el pozo desde 12000’ posiblemente
se deban a inestabilidad de hoyo.
Tabla Nº C-4. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3708.
Figura C-5. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3716.
-Por falta de información operacional no se realizó análisis del pozo, ya que, no se
puede calibrar las curvas.
Tabla Nº C-5. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3716.
Figura C-6. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3867.
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales es Lade
Modificado con propiedades mecánicas de LAL. Sin embargo, el criterio de falla de
Mohr Coulomb pudiese aplicar desde 8000’, ya que, se ajusta a la curva de densidad
del lodo
Los problemas operacionales observados en el pozo hasta 8000’ posiblemente se deban a inestabilidad de hoyo. Desde 8000’ los problemas operacionales no necesariamente se deban a inestabilidad de hoyo, ya que, la curva de densidad esta cerca de la curva de colapso por el criterio Mohr Coulomb.
Tabla Nº C-6. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3867.
Figura C-7. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3911.
-El criterio de falla que se ajusta en función de los problemas operacionales Mohr
Coulomb con propiedades mecánicas de LAL.
Los problemas operacionales observados en el pozo se mejoraron con el aumento del
peso del lodo, lo cual, reafirma el criterio de falla de Mohr Coulomb.
Tabla Nº C-7. Curvas de colapso por diferente estimaciones VLG-3911.
D. Análisis de la ventana Operacional
Figura D-1. Mapas esteregráficos pozo VLG-3672.
Tabla D-1. Ventana obtenidas pozo VLG-3672.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
9200’
11500’ 12589’
11400’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 10,54 10,94
La Rosa/Paují 11,5 13,4
Misoa "B" 11,5 10,8
Figura D-2. Mapas estereográficos pozo VLG-3690A.
Tabla D-2. Ventana obtenidas pozo VLG-3690A.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
9200’ 11400’
12000’ 13390’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 11,8 12,4
La Rosa/Paují 11,8 13,8
Misoa "B" 11,4 11,4
Figura D-3. Mapas estereográficos pozo VLG-3692.
Tabla D-3. Ventana obtenidas pozo VLG-3692.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
9700’ 11400’
12000’ 13730’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 9,6 12,6
La Rosa/Paují 11,5 13,7
Misoa "B" 11,9 10,3
Figura D-4. Mapas estereográficos pozo VLG-3708.
Tabla D-4. Ventana obtenidas pozo VLG-3708.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
10200’ 11900’
12325’ 13855’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 10,4 12,6
La Rosa/Paují 11,5 12,6
Misoa "B" 10,2 10,2
Figura D-5. Mapas estereográficos pozo VLG-3716.
Tabla D-5. Ventana obtenidas pozo VLG-3716.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
9100’
12350’
11900’
13800’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 10,4 11,6
La Rosa/Paují 11,5 12,7
Misoa "B" 10,2 10,2
Figura D-6. Mapas estereográficos pozo VLG-3867.
Tabla D-6. Ventana obtenidas pozo VLG-3867.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
11700’
13300’ 15000’
11350’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 10,9 12,2
La Rosa/Paují 11,3 12,6
Misoa "B" 9,6 10,2
Misoa "C" 11,1 9,65
Figura D-7. Mapas estereográficos pozo VLG-3911.
Tabla D-7. Ventana obtenidas pozo VLG-3911.
Se observa en los cuatro mapas esteregráficos que la dirección preferencial se
encuentran en 25°-65° (205° -245°) NE-SO, para obtener una estabilidad de
hoyo con menos densidad.
10100’ 11700’
13700’ 15397’
FormaciónDensidad utilizada
(Lpg)
Densidad Requerida PC
(Lpg)
Lagunillas hasta
tope de Pauji 8,7 12,6
La Rosa/Paují 11,1 13,7
Misoa "B" 8,2 12,1
Misoa "C" 8,5 14,6